• Author / Uploaded
• Anubhav Gupta

Citation preview

ANSH ENERGY SOLUTIONS PVT. LTD. [email protected]

COMPREHENSIVE ENERGY AUDIT REPORT of 6.6 MW COGENRATION THERMAL CAPTIVE POWER PLANT CLIENT: M/S Magnum Ventures Ltd., Shaibabad

June, 2010

Audit conducted by:

 

ANSH ENERGY SOLUTIONS PVT. LTD., Gayatri Dham, Lower Bazar, Modinagar – 201204 (UP)

Auditor BEE Registration: EA-10465 (Anubhav Gupta) & EA3267(Anshul Singh Yadav) Report No. AESPL/10-11/AG/12

  1   

Contents Acknowledgement  Audit firm and Audit Team Details  List of Abbreviations  Executive Summary    Chapter 2: INTRODUCTION TO ENERGY AUDIT AND METHODOLOGY 2.1.  Audit Objective and purpose of Energy Audit 2.2.  Scope of Work  2.3.  Methodology and approach followed 2.4.  Time Schedule for Conducting the energy audit 2.5.  Details of the Instruments used  2.6.  Description of the Plant  2.7.  Energy Consumption Profile and Energy Management System 2.8.  Equipment and Major Areas for Energy Audit 2.10. List References    Chapter 3: Boiler  3.1  BACKGROUND  3.2    Operational efficiency of the boiler 3.3    Blow down losses 3.4    Blow Down Rate Estimation  3.5  Boiler Water Treatment  3.6    Boiler blow down heat recovery applications 3.7  Energy Saving by Flash steam recovery 3.8    Energy Saving by Flue gas heat impingement on feed stock conveyor  3.9    Energy Saving by re‐insulation of damaged areas    Chapter 4: Water Pumping  4.1       Background  4.2       Energy consumption pattern for pumps: 4.3       Observations & Recommendations   Chapter 5: Turbine  5.1    Background  5.2  Turbine Efficiency evaluation  5.3  Effect of Steam inlet pressure  5.4  Effect of Steam inlet temperature  5.5  Effect of exhaust pressure/ vacuum   Chapter 6: Condenser Cooling  6.1  Background  6.2  Cooling Tower  6.3       Observations  6.4       Conclusion Recommendation    Chapter 7: Electrical Systems and Motors  7.1       Background  7.2       Transformers  7.3       Power Factor Analysis  7.4       Loading pattern of motors  7.5       Motor Efficiency Calculation  7.6       Harmonic Measurement  7.1       Power Supply Quality   

ii  iii  iv  v    1  1  1  1  2  2  2  3  5  6      7  7  10  10  14  14  16  17  18    19  19  19  20    22  22  22  24  25  26    28  28  28  29  30    32  32  32  33  34  36  38  40 

i   

ACKNOWLEDGEMENT Investment Grade Energy Audit has been done with the objectives to identify & quantify the energy saving opportunities for 6.6MW Cogeneration Captive Thermal Power Plant of M/S Magnum Ventures Ltd., Shaibabad, Uttar Pradesh. We would like to thank Shri Pradeep Jain, MD, Magnum Ventures Ltd., Mr. Ritesh Jain for their giving us this opportunity and continuous support and encouragement during the course of Energy Audit. We also the commitment of Shri Pradeep Jain and his team towards cost reduction and energy conservation for betterment of the company and the environment. We extend our gratitude towards Mr. Anil Bana, Head Power Plant, and entire power plant team for their steadfast support extended to us during this study. We would like to convey our special thanks to field staff for their inputs. Energy Audit Team Anubhav Gupta Anshul Singh Yadav Vikram Pal Singh

ii   

Audit Firm and Audit Team Details     Ansh  Energy  Solutions  Pvt.  Ltd.  is  energy  efficiency  consultancy  and  practice  areas  are  project  feasibility, DPR preparation, Impact assessment studies, monitoring and verification assignments as  independent evaluators, energy Audits, analyze the energy consumption and evaluate cost effective  opportunities to save electricity and fuels. We also undertake advisory services for industries related  to environmental aspects and works in the areas of Green Buildings, Climate change activities and  Sustainable development.  Ansh  Energy  Solutions  Pvt.  Ltd.  is  a  professionally  managed  company  with  a  team  of  full  time  engineering professionals and Energy Auditors who are available to help and address clients specific  utility  needs.  Ansh  Energy  Solutions  Pvt.  Ltd.  advices  its  clients  on  energy  efficiency  and  energy  conservation plans, which are of paramount importance to them. The areas of our expertise in this  regard are:  a) 

 Energy Audit 

b) 

 End Use Efficiency Improvement Programmes 

c) 

 Monitoring & Verification (M&V) 

d) 

 Energy Conservation Management plan 

 

Audit Team     Anubhav Gupta, Director Ansh Energy Solutions Pvt. Ltd. Certified Energy Auditor from BEE having  experience of umpteen project implementations including, manufacturing facility setup, power plant  setups, refurbishing building envelopes, organization and coordination of various BEE seminars and  workshops.  By  qualification  a  Chemical  Engineer  from  IT‐BHU,  MBA  in  Sales  and  Marketing  and  a  certified  Six  Sigma  Black  belt  he  brings  and  all  round  experience  of  industry,  institutions  and  academics together in one place.  Anshul  Singh  Yadav  Mechanical  Engineer  by  basic  qualification  and  MBA  from  the  Management  Development  Institute  (MDI),  Gurgaon,  Certified  B.O.E  (Boiler  Operation  Engineer  First  class  proficiency)  having  over  12  years  of  hands  on  experience  in  in  O&M  of  Power  Plants  and  other  utilities.  Power  sector  experience,  spans  in  the  diverse  aspects  of  energy  business  from  Plant  operations  management,  Maintenance  planning,  Fuel  management  and  Strategic  Planning,  Plant  Commissioning, etc.  Vikram  Pal  Singh  (PGDBM,  BSc.,  DEE)  is  having  7  years  of  experience  in  energy  audits,  energy  efficiency projects, project management and training. His area of interest is green buildings and CDM  linked funding mechanism for Small size green projects.                iii   

Abbreviations  ACs 

 

Air Conditioners 

BEE 

 

Bureau of Energy Efficiency 

CT 

 

Cooling Tower  

ECO   

Energy Conservation Opportunity 

EMP   

Energy Management Plan 

M3/hr       

Cubic Meter Per Hours  

FTL 

Fluorescent Tube Light Lamp 

 

HPSV              High Pressure Sodium Vapour  KVA   

Kilo Volt Ampere 

KWH       

Kilowatt Hour 

KVAH      

Kilo Volt Amperes Hour  

KVAr       

Kilo Volt Amperes Reactive 

KW 

Kilo Watt 

 

LPD                Litres Per Day  MW                 Mega Watt  O&M       

Operation and Maintenance 

P.F 

Power Factor 

 

PV                  Photo Voltaic  SPC 

 

Specific Power Consumption 

STC                 Standard Test Condition  SWH               Solar Water Heater  SQ. M.            Square Meter  TR 

 

Ton of Refrigeration 

V                     Volt           

 

iv   

1.  EXECUTIVE SUMMARY  1.1. Brief  Company  Profile:    Magnum  Ventures  Ltd,  one  of  the  largest  paper  manufacturing  mills of Northern India having installed capacity of 85000 TPA. This includes equal quantity of  Cream wove Paper, Maplitho, Copier, and Coated Duplex Board.  The Company is having large  infrastructures  65000  Square  Meter  and  Five  Lacs  Square  feet  Building  Area  in  Sahibabad  Industrial  Area,  Ghaziabad  (U.P.).  This  energy  audit  study  was  carried  out  for  6.6MW  thermal  captive power plant of paper mill. This power plant was commissioned in the year 2004 as 4.4  MW unit and expanded to 6.6 MW in year 2008.   Power  Plant  comprises  of  31  Tph,  Thermax  make,  Bi‐drum,  natural  circulation,  under  bed,  balanced  draft,  atmospheric  fluidisation  bed  combustion,  bottom  supported,  and  membrane  wall construction type of a boiler. Two sets of Trevani make turbo generator with 1st Turbine is  of 4.4 Mw extraction cum condensing type and 2nd Turbine is of 2.2Mw condensing Type and  other power plant auxiliary and power distribution system.   

1.2. Scope of the audit study:  The main objective of this exercise is to carry out specific energy  consumption  analysis  and  make  recommendations  for  reduction  in  auxiliary  power,  optimize  specific  fuel  consumption  and  to  achieve  a  reduction  in  recurring  expenditure  on  energy  to  improve  business  viability  by  plugging  the  waste  energy  and  through  improvement  in  the  operational and maintenance practices of the facility. Major areas covered under energy audit  study of the Power Plant were Boiler and its auxiliaries, water pumping system, cooling towers,  motors and electrical distribution system.   

1.3. Time Schedule for Conducting the energy audit  Field study – 4th June 2010 to 11th June 2010  Report Preparation – 12th June to 30th June 

1.4. Energy Consumption and Energy Generation of the Plant:  The average daily power production is 1,30,000 units and monthly power production average is  of 39lacs unit of Power out of which 33.87lacs of unit is supplied to paper plant and rest 4.84 lac  units  per  month  is  the  Auxiliary  Power  Consumption,  break‐up  of  this  auxiliary  power  is  graphically represented in following chart.   

Auxiliary Power Components Pumps

Boiler Auxiliary 11%

25%

CT Fan

Others

5%

59%

  Figure: Share of different equipments in Auxiliary Power Consumption 

v   

The major part of this auxiliary power is being consumed by water pumping system, followed by  Boiler auxiliaries like FD Fan, ID Fan, PA Fan and Coal handling system and Coal mill, around 11%  of  the  auxiliary  power  is  being  consumed  by  cooling  tower  fans  and  rest  5%  is  consumed  by  remaining equipments and lighting load.    Table: Monthly Fuel Consumption, Steam & Power Production and Supply position  Month FEB  March  April  May  Total Coal Consumption in Ton 

Cost of Coal (in Rs.)  Total Steam Generation (in Ton)  Steam supply to Plant (in Ton)  Total Power Generated (KWh)  Power Supply to Plant (Kwh)  Fuel Cost per unit of Power (Rs/Kwh)  Cost of steam (in Rs/ton)  Aux Power Consumption Kwh  Aux Power Consumption Ratio % 

6368

6200

6238 

4969

2,54,62,199

2,61,71,530

2,57,54,803 

2,41,85,169

25,103

25,283

24,994 

26,169

13,236

13,353

13,067 

13,141

37,59,000

38,54,500

38,28,000 

40,45,000

33,39,000

34,04,000

33,18,000 

34,87,000

6.77

6.79

6.73 

5.98

1014.31

1035.14

1030.44 

924.19

420,000

450,500

510,000 

558,000

8.95

8.56

7.51 

7.25

  Summary of the Baseline Energy Consumption  1  2  3  4  5  6  7  8  9  10  11 

Average annual electricity production  Average annual electricity supply to main Plant  Average annual auxiliary power consumption  Average annual steam generation  Average Auxiliary Power consumption ratio  Average annual Coal consumption for co‐generation  Average heat rate of 4.4 MW turbine  Average heat rate of 2.2 MW turbine  Average Boiler Efficiency  Average turbine cycle efficiency 4.4Mw  Average turbine cycle efficiency 2.2Mw 

4,64,59,500 kWh 4,06,44,000KWh 58,15,500KWh 3,04,647Ton 8.07% 71325ton 4700Kcal/kg 2800Kcal/kg 80% 18.3% 30.2%

    1.5. Major observations:  Â Boilers The method of performance assessment chosen for Boiler performance test is the indirect method  of heat loss and boiler efficiency as per BIS standard 8753. The test method employed is based on  abbreviated  efficiency  by  loss  method  (or  indirect  method)  tests,  which  neglects  the  minor  losses  and heat credits.   The Boiler efficiency is observed as 80.91% against the 83 ±2% design efficiency, there is a margin of  about  2‐3%  improvement  by  various  measures,  which  are  largely  O&E  related  and  R&M  related.  About  1‐2%  improvement  is  possible  by  various  O&E  related  aspects  such  as  providing  improved  insulation at furnace, APH, Economiser, manhole doors and by providing internal lining of fire proof  cement  on  furnace  doors.  For  further  improvement  in  efficiency,  R&M  activities  are  required  especially  in  the  area  of  super  heater  so  that  design  parameters  of  super  heated  steam  can  be 

vi   

achieved;  in  this  regard  detail  techno  economic  and  cost  benefit  analysis  is  being  carried  out  in  chapter on turbines.    Overall boiler water, CBD & Steam water quality & chemistry is observed within the prescribed limit  of OEM, however it was observed that  parameters like O2, residual hydrazine,  metal contents like  copper and iron and conductivity are not being monitored on regular basis.  CBD flow rate is observed in the range of 600‐900Liters/hr at temperature of 170 °C leaving scope  for heat recovery through flash steam recovery system.  Observed loss due to moisture in fuel is 0.86 % which can be brought down to a value of 0.20% detail  is discussed in 3.8 sections.   

 Water Pumping System Water pumping is vital energy consuming area in the power plant. Major pumps which were studied  in this report are:  ¾ ¾ ¾

Condensate Extraction pumps  Boiler feed water pumps  RO/DM water plant pumps   

¾ ¾ ¾

Make‐up/transfer pump  Cooling water circulation pumps  Raw water pumps 

Total approximate energy consumption of pumping system = 10754 Kwh per day   Total auxiliary power consumption per day = 16200Kwh   Almost two third of the auxiliary power is consumed by water pumping system.  From the pump performance analysis based on the actual operating parameters we have observed  efficiency of 4.4MW turbine condenser cooling water pumps less than 60% which is on lower side.  There is no energy and flow meters installed for major pumps in the power plant 

 Turbine The  average  heat  rate  of  4.4  MW  turbine  is  observed  as  4700Kcal/kg  and  for  2.2MW  turbine  is  2800Kcal/kg  with  turbine  cycle  efficiency  of  18.3%  and  30.2%  respectively.  In  absence  of  performance  GTR  data  it  is  difficult  to  identify  deviation  from  that.  It  is  also  observed  that  steam  generated  in  the  boiler  is  of  specification  65kg/cm2  and  Temperature  445°C  against  the  design  temperature of 490°C ±5°C. An increase in inlet steam temperature, i.e., an increase in superheat at  constant inlet pressure and condenser pressure gives a steady improvement in cycle efficiency and  lowers the heat rate due to the increase in inlet temp and rising the inlet temperature also reduces  the  wetness  of  the  steam  in  later  section  of  the  turbine  and  improves  internal  efficiency  of  the  turbine.  If the turbine inlet steam temperature is increased to 490°C ±5°C as per the design conditions then  the heat energy input to the turbine will be increased and corresponding effect in cycle efficiency is  achieved  @  5.5%  to  6.5%  reduction  in  specific  steam  consumption  for  same  amount  of  power  generated and turbine efficiency will improve by of 0.6% to 0.72%. 

 Cooling Tower ¾ CT ‐1 range found to be 7.9 and CT‐2 range found to be 11.6 against design of 8  ¾ CT‐1&2 approach found to be 10.73 and 8.8 against design 4 indicates, poor heat transfer.  ¾ CT‐1 &2, effectiveness found to be 42.40% and 56.86% against design 66.66%, which indicates  poor heat transfer in CT.  vii   

¾ Power  measurements  indicate  under  loading  on  CT  fan  motors  and  power  factor  is  in  the  range of 0.52 to 0.74. This is poor.  ¾ In Cooling Tower ‐1, Fly ash & other foreign particles are presented in reasonable quantity at  most of the places like lowers, frills etc. 

¾ As  per  the  water  quality  concerned,  makeup  water  quality  is  very  good,  here  the  scaling  chances in the system are very less but corrosion is taking place aggressively specially in MS  pipelines. 

¾ At  some  places  in  cooling  water  piping  system  corrosion  observed  due  to  which  water  leakage/seepage is existing.  

¾ The  corrosion  in  the  system  is  suspected  due  to  improper  functioning  of  corrosion  inhibitor  treatment.  As  PH  in  circulating  water  is  around  8.5,  Zn  as  corrosion  inhibitor  will  not  work  perfectly at higher PH. As Zinc will precipitate at higher PH & not inhibit the surfaces perfectly. 

¾ Alkalinity  in  the  makeup  water  is  very  less;  treatment  philosophy  must  be  designed  to  take  care of low alkalinity system to control corrosion.      

 Electrical system and motors  

¾ There is no sub metering of the transformers and major equipments.  ¾ The cumulative transformation capacity is 8500 KVA for 4300 MW (5625 KVA) Alternator.   ¾ The earthing pits for transformer are not adequately spaced.  ¾ The overall power factor of the plant is being maintained at above 0.93 lagging, but the power  factor of some of the individual feeders is below the satisfactory level. 

¾ The  motors  of  Main  elevator  1&2,  Reject  elevator  1,  Ash  Handling  Motor,  and  all  cooling  tower fans are operating at less than 60% of loading. 

¾ The average total voltage harmonic distortion is 6.45%.  ¾ The average total current harmonic distortion is 9.3%.  ¾ The  variation  between  the  terminal  voltage  and  specified  voltage  is  under  5%  which  is  a  healthy sign.     

1.6. Summary of recommendations and energy saving measures:   

 Boilers To  carry  out  modification  and  retrofit  in  super  heater  section  of  Boiler  in  order  to  achieve  design  parameter of main steam temperature of 490°C ±5°C will result in saving of 8 tons of coal per day  and will reduce loading on Boiler by almost 1.8TPH, and improvement in boiler insulation will result  in efficiency gain of 1% in boiler. The tentative investment for this work will be approximately INR  25,00,000/‐ and simple payback period of 58days.  viii   

Energy and Fuel saving by installing Flash steam recovery system for Boiler Continuous Blow down  (CBD)  the  tentative  saving  of  fuel  through  this  measure  should  be  53580Kgs  of  coal  and  tentative  investment for installing this system will be of INR 4,50,000/‐ and simple payback period of 557days.  About  1‐2%  improvement  in  boiler  efficiency  is  possible  providing  improved  insulation  and  re‐ insulation of damaged areas around, APH, Economiser, manhole doors, and at various other ducting  points need to be redone and by providing internal lining of fire proof cement on furnace doors cost  of  this  work  is  already  taken  in  account  in  first  point.  The  tentative  saving  from  this  step  will  be  saving of 500Ton per annum of coal consumption on account of improved boiler efficiency even if  1% gain in boiler efficiency is achieved. Resulting into monetary saving of INR27,50,000/‐.  Loss due to moisture in fuel is 0.86 % which can be brought down to a value of 0.20% by employing  method for fuel moisture removal through piping a portion of flue gases at stack temperature on to  the  hooded  conveyor  of  coal  feed  suing  nozzles.  Tentative  investment  for  the  duct  and  pipe  work  should  be  INR  3,00,000/‐  and  overall  boiler  efficiency  gain  of  0.66%  will  result  in  annual  saving  of  INR. 19,15,465/‐. Hence a simple payback period of 2 months.    

 Water Pumping System By  replacing  cooling  water  circulating  pumps  with  the  energy  efficient  pumps  which  will  have  less  specific energy consumption with respect to volume of water pumped and will give recurring energy  saving of 190,895units per annum if motor is also replaced by energy efficient class of Motors and  113,880 units if only pump is replaced and existing motors are utilised.  Payback  period  for  proposed  replacement  of  pumps  in  case‐1  is  87days  and  in  case  ‐2  is  146days.  Quotation in this regard is attached as annexure for your reference.    We also recommend installation of Flow and Energy meters for all major power consuming pumps  and observe flow and power pattern on regular basis (Shift and Daily basis). So that pumps having  deviation in specific power consumption can be identified by plant operation team.   

 Cooling Tower For  energy  savings  and  better  air  flow  consider  replacement  of  Aluminum  alloy  cooling  tower  fan  blades, with energy efficient FRP hollow fan blade. Estimated saving on account of each set of blades  replaced will of 52560Kwh in case ‐1 when both Fan and motor are replaced and 26280 Kwh in case ‐ 2 when only fan blades are replaced with utilizing same motor. The investment for each set of blades  is of INR 85,000/‐ and simple payback period on account of saving through reduced recurring energy  consumption, for each set of fan blades replaced is 4months in case ‐1 when FRP Hollow Fan blades  are installed with new high efficiency motor and 8 months in case‐2 if only new set of FRP Hollow  Fan  blades  are  installed  with  existing  motor.  Quotation  in  this  regard  is  attached  as  annexure  for  your reference.    Cooling  tower  fills  needs  to  be  checked  for  fill  chocking  and  poor  water  distribution.  Equal  and  uniform water flow to each cell to be ensured for proper distribution of water as this will improve  effectiveness of Cooling Tower. Improved CT performance will allow to stop one CT fan during cold  weather conditions.   Monitor  approach,  effectiveness  and  cooling  capacity  for  continuous  optimisation  efforts,  as  per  seasonal variations as well as load side variations.    A good chemical treatment with proper monitoring of the system will overcome all the water related  problems in the system and the corrosion in the system is suspected due to improper functioning of  corrosion inhibitor treatment. As PH in circulating water is around 8.5, Zn  as corrosion inhibitor will 

ix   

not  work  perfectly  at  higher  PH.  As  Zinc  will  precipitate  at  higher  PH  &  not  inhibit  the  surfaces  perfectly, so consider organic treatment which will be a good option for corrosion control.    Corrosion rack must be installed on monthly basis to check corrosion rate (mpy) in the system this  system can be installed by cooling water treatment programme vendor at FoC.   

 Electrical system and Motors   The earthing pits provided for transformer are also not adequately spaced. This causes the earthing  currents to either keep circulating in the system or is injected into the ground at various stages thus  increasing heat losses. Due to this a major amount of energy which is produced is not recorded in  the meters and a low efficiency is recorded. The proper earthing also enhances the protection relays  to function as per the design parameters and will improve system safety and reliability.  The installed capacitors need to be tested and relocated and some new capacitors need to added in  the system so that the plant transmission and distribution losses are reduced. The expected annual  savings  from  this  measure  should  be  approximately  INR  36,44,160/‐.  The  tentative  investment  required for purchase of capacitors of 750Kvar is INR 3,59,950/‐  and simple payback period of 1.2  months.  12  motors  are  recommended  to  be  changed  with  proper  rating  of  energy  efficient  motors  as  suggested in following table:     Table: Techno economic analysis for replacement suggested motors

  The capital investment required for replacing the above mentioned motors is    INR 6,77,700/‐  The cumulative tentative annual saving in energy is                                          The cumulative monetary saving should be 

 

  681959 KWH 

                                              INR 34, 09,797/‐ 

The cumulative simple payback period is                                                 

 

   3 months 

 

x   

 Summary of overall saving The following Table presents the summary of various energy conservation  measures suggested after conducting the Energy Audit of M/s Magnum Ventures  Power Plant Shaibabad (UP) 

SNO. 

1  2  3 

ENERGY SAVING PROPOSAL     R&M in super heater section of boiler improving insulation for boiler and steam  piping and by providing internal lining of fire  proof cement on furnace doors  Flash steam recovery system for Boiler CBD.

4 

Energy Saving by Flue gas heat  impingement on feed stock conveyor 

5   

Replacing cooling water circulating pumps  with EE Pumps  Case‐1 when motor+ pump  both replaced  Case‐2 only pump replaced 

6 

Replace CT Fan blade by EE FRP hollow fan  Blades Case‐1 blade and motor both replaced  Case‐2 only fan blade replaced 

7 

Adequately  spacing earthing pits of  transformer 

9 

Relocating and installing capacitors  Replacing 12 motors with high efficiency  proper size of motors 

 

Total

8 

ANNUAL  SAVINGS 

INVESTMENT  REQUIRED 

SIMPLE PAY  BACK PERIOD 

Rs.

Rs. 

Months

1,56,58,500 

25,00,000 

2 

27,50,000 

as  cost of insulation is  considered in above 

immediate 

294,690 

4,50,000 

18.5 

19,15,465 

3,00,000 

2 

9,54,475   

227,560 

3 

5,69,400 

227,560 

5 

15,76,800 

5,10,000 

4 

7,88,400 

5,10,000 

8 

  36,44,160 

  3,60,000 

  1.2 

34,09,797 

6,77,700 

3 

2,90,30,412 

50,25,260 

2.1 

Nil 

 

xi   

2. INTRODUCTION TO ENERGY AUDIT AND METHODOLOGY   2.1. Audit Objective and purpose of Energy Audit  The  main  objective  of  this  exercise  is  to  carry  out  specific  energy  consumption  analysis  and  make  recommendations for reduction in auxiliary power, optimize specific fuel consumption and to achieve a  reduction in recurring expenditure on energy to improve business viability by plugging the waste energy  and through improvement in the operational and maintenance practices of the facility.  

2.2. Scope of Work  The aim and scope of audit is to quantify the fuel and energy consumption of the facility. It further aims  to  identify  the  loss  avenues  in  the  systems  and  establish  total  and  specific  steam  generation,  boiler  efficiency monitoring, load balancing, run‐ability optimization and achieving  best possible fuel to steam  ratio. The audit will thus cover parameter detection of:    1. Feed water inlet flow.  2. Blow Down flow estimation (If possible).  3. Inlet air temperature.  4. Temperature of exhaust to stack.  5. Feed water quality.  6. Cycle of concentration  7. Variance in phase loading of motors ACB’s and Transformer  8. Operation of motors  9. Losses due to poor capacitor behaviour or installation faults.  10. Load curves.    The completion of audit will achieve identification of all types of boiler losses and possible ECOs (Energy  Conservation  Opportunities).  It  will  highlight  the  efficiency  improvement  possibilities  in  motors,  capacitors and voltage variations.  The  Audit  has  been  done  specifically  for  the  steam  generating  unit,  HVAC  and  Electricity  Load  Distribution.  This inspection report reflects the conditions of the equipment at the time of the inspection only. Please  note that equipment conditions change with time and use and the conditions noted in this report may  change in appearance and severity as time progresses or with mishandling. Hidden or concealed defects  cannot  be  included  in  this  report.  An  earnest  effort  was  made  on  our  behalf  to  discover  all  fallacies;  however  in  the  event  of  an  oversight  no  liability  is  acceptable.  No  warranty  is  either  expressed  or  implied. This report is not an insurance policy, nor a warranty service. 

2.3. Methodology and approach followed  ANSH ENERGY SOLUTIONS PVT. LTD, conducted the investment grade energy audit study for the  6.6MW  Cogeneration  Captive  Thermal  Power  Plant  of  M/S  Magnum  Ventures  Ltd.,  Shaibabad,  Uttar  Pradesh,  during  June,  2010.  As  a  part  of  the  study,  the  energy  audit  team  visited  the  Page 1    

premises  for  undertaking  performance  assessment  of  various  energy  consuming  equipments  installed  in  the  building  using  sophisticated  energy  audit  instruments.  The  following  methodology was adopted for successful conduct of the study:    •

Monitoring of energy related parameters of various equipments using sophisticated and  portable energy audit instruments. 

•

Online measurement of operating data with various instruments.  

•

Collection of details regarding electricity consumption in the past, maximum demand and  power factor. 

•

Discussion with concerned officials to take note of energy conservation activities already  undertaken, if any. 

•

Critical analysis of data collected during field visit.  o Identification of opportunities having possible energy conservation potential and  quantification of energy losses.    o Identification of suitable measures for reducing energy consumption.  o Preparation of financial analysis for recommended measures. 

  2.4.

Time Schedule for Conducting the energy audit  Field study – 4th June 2010 to 11th June 2010  Report Preparation – 12th June to 30th June 

2.5.

Details of the Instruments used  Following major instruments were used during the field study and data collection  1. Power and Harmonics Analyser  2. Ultrasonic Flow Analyser  3. Contact type and non‐contact type infrared temperature sensors  4. Anemometer  5. Lux meter  6. Oxygen Probe and Flue gas analyser  7. Distance meter  8. Contact type digital tachometer 

  2.6.

Description of the Plant 

Magnum Ventures Ltd. is a Paper Plant and Energy audit of its 6.6MW captive thermal power plant  was carried out in the month of June 2010.  The  Magnum Ventures Power Plant is having following major Plant and Apparatus:  Boiler: Thermax make, Bi‐drum, natural circulation, under bed, balanced draft, atmospheric  fluidisation bed combustion, bottom supported, and membrane wall construction type of a boiler.  Page 2    

This boiler is normally operated @ 35‐37Tph   Turbine: Plant is having two sets of turbo generator both of Trevani make 1st Turbine is of 4.4 Mw  extraction cum condensing type and 2nd Turbine is of 2.2Mw condensing Type.  Cooling Tower: Plant is having 2 Nos of Paharpur make 1200 m3/hr flow rate, induced draft cross flow  type of cooling towers.  Coal handling system: Magnum Ventures Power Plant receives coal through road and coal is stored in  yard. The process flow diagram is represented as under:   

Yard       Coal Breaking Screen         Conveyer        Screen              Coal Crusher       Top Screw  Main Elevator   Screw   Shoot            Reject elevator     

 

         Bunker           Coal Feeder 

 

 

  2.7.

Energy Consumption Profile and Energy Management System 

Table: Monthly Fuel Consumption, Steam & Power Production and Supply position  FEB  March  Month April  Total Coal Consumption in Ton 

Cost of Coal (in Rs.)  Total Steam Generation (in Ton)  Steam supply to Plant (in Ton)  Total Power Generated (KWh)  Power Supply to Plant (Kwh)  Fuel Cost per unit of Power (Rs/Kwh)  Cost of steam (in Rs/ton)  Aux Power Consumption Kwh  Aux Power Consumption Ratio % 

May 

6368 

6200 

6238 

4969 

2,54,62,199 

2,61,71,530 

2,41,85,169 

25,103 

25,283 

2,57,54,803  24,994 

13,236 

13,353 

13,067 

13,141 

37,59,000 

38,54,500  34,04,000 

38,28,000  33,18,000 

40,45,000 

33,39,000  6.77 

6.79 

6.73 

5.98 

1014.31  420,000 

1035.14  450,500 

1030.44  510,000 

558,000 

8.95 

8.56 

7.51 

7.25 

26,169 

34,87,000  924.19 

 

Page 3    

30000 25000 20000 Steam Genration

15000

Steam Supply to Plant Feed Water Consumption

10000 5000 0 Feb/10

Mar/10

Apr/10

May/10

  Figure: Feed water consumption, Steam Generation and Process Steam supply    45,00,000 40,00,000 35,00,000 30,00,000 25,00,000

Prower Genrated

20,00,000

Power Supplied to Plant Aux Power

15,00,000 10,00,000 5,00,000 0 Feb/10

Mar/10

Apr/10

May/10

  Figure: Power Production, Power Supply to Plant and Auxiliary Power Consumption 

Page 4    

10 9 8 7 6 Auxilary Power Ratio %

5

Cost of Steam Rs./kg

4

Cost of Power Rs./Unit

3 2 1 0 Feb/10

Mar/10

Apr/10

May/10

 

Figure: Auxiliary Power ratio and cost of Steam & Power 

Auxiliary Power Components Pumps

Boiler Auxiliary

CT Fan

Others

5% 11%

25%

59%

  Figure: Share of different equipments in Auxiliary Power Consumption 

2.8.

Equipment and Major Areas for Energy Audit 

Major  areas  of  energy  audit  in  Magnum  Ventures  Power  Plant  were  Boiler  and  its  auxiliaries,  water  pumping system, cooling towers, motors and electrical distribution system. The objective of this audit  was  to  carry  out  specific  energy  consumption  analysis  and  make  recommendations  for  reduction  in  auxiliary power. 

      Page 5    

Energy Management Action Plan 

2.9.

  2.10. References  ¾ ¾ ¾ ¾ ¾ ¾ ¾ ¾ ¾

The Steam and Condensate Loop Book – Best practice guide to energy saving solutions  Power Plant Engineering – P.K. Nag  BEE Manual on Energy Efficiency testing (Book 4)  Perry’s Handbook of Chemical Engineers (2003)  Spirax Sarco website  www.emerson.com   www.lenntech.com/boiler‐feedwater.htm  MCT31 Harmonic Calculation software and Energy Box energy savings calculation software  Online turbine performance analysis by Engineering toolbox  Page 6  

 

3. BOILER   BOILER  3.1 BACKGROUND  The  boiler  of  Magnum  Ventures  Power  Plant  is  used  to  produce  steam  at  the  high  pressure  and  temperature required for the steam turbine that drives the electrical generator and extracted steam from  extraction cum condensing turbine is supplied to process plant used in paper manufacturing process. The  boiler has furnace, steam drum, mud drum, super heater coils, and economiser and air pre‐heaters.  The  air  and  flue  gas  path  equipment  include  forced  draft  fan(FD),  PA  Fan,  induced  draft  fan  (ID),  air  preheaters (APH), boiler furnace, fan, fly ash  collectors (electrostatic precipitators) and the flue gas stack.  Brief schematic diagram of a typical system is given below.  The brief specifications of this boiler are as follows:  Particulars  Make  Type  Capacity  Main steam pressure  Main steam temperature  Boiler efficiency  Super heater outlet flow  Coal calorific value‐GCV  Coal consumption  Total combustion air  LTSH outlet temperature  Water‐economiser inlet temperature   Water‐economiser outlet temperature  Oxygen content at  economiser outlet 

Unit      Tph  Kg/cm2  °C  %  Tph  Kcal/kg  Tph  Tph  °C  °C  °C  % 

Details at Normal Continuous  rating, NCR  Thermax  Water tube Bi‐drum  31  65kg/cm2  490 ± 5°C  83 ± 2  31  5680 (70%Coal and 30% Pet coke)  NA    340  125  185  3.5 

3.2 Operational efficiency of the boiler  The boiler efficiency trial was conducted to estimate the operational efficiency under as run conditions.  The  efficiency  evaluations,  by  and  large,  follows  the  loss  components  mentioned  in  the  reference  standards for boiler testing at site using indirect methods mentioned in BS 845:1987 as amended on date.  The method of performance assessment chosen is the indirect method of heat loss and boiler efficiency  as per BIS standard 8753. The test method employed is based on abbreviated efficiency by loss method  (or  indirect  method)  tests,  which  neglects  the  minor  losses  and  heat  credits.  The  major  losses  covered  are:  • • • •

Heat loss due to dry flue gas losses.  Heat loss due to moisture in fuel  Heat loss due to moisture in air.  Heat loss due to hydrogen in fuel  Page 7  

 

• • •

Heat loss due to un‐burnt carbon in fly ash and bottom ash.  Heat loss due to radiation to be assumed depending on emissivity of surface  Unaccounted losses as declared by the boiler supplier 

  Following formula are used for estimation and calculation of Losses by indirect method: 

a. Calculation for Dry Flue gases: 

   

b. Heat loss due to dry flue gas This is the greatest boiler loss and can be calculated with the following formula:

Page 8    

 

c. Loss due to un‐burnt carbon in ash, Luca  Loss due to un‐burnt carbon in ash, Luca=    

Luca=  CV of carbon in Kcal/kg * [(C%FA*FAsh) + (C% BA* BAsh)]  

 

GCV of Fuel Kcal/Kg  Where  C% BA ‐ % of Carbon in Bottom Ash  C%FA ‐ % of Carbon in fly ash  BAsh – Bottom ash quantity in Kg/Kg  FAsh – Fly ash quantity in Kg/Kg 

     

d. Loss due to moisture in fuel, Lmf    Loss due to moisture in fuel, Lmf = M*[(0.45*(FGT‐ABT)) + 584]              GCV of Fuel  Where:  M = is kg of moisture in 1 kg of fuel   Cp = Specific heat of superheated steam in kCal/kg°C  FGT = Flue gas temperature in °C  ABT = Ambient temperature in °C  584 = Latent heat corresponding to partial pressure of water vapour 

e. Loss due to hydrogen in fuel, Lhf  Loss due to hydrogen in fuel, Lhf =  9*H2 * [(0.45 * (FGT‐ABT)) + 584] * 100                GCV  Where      H2 is kg of H2 in 1Kg of Fuel 

  f. Loss due to moisture in air, Lma  

g.

 

Loss due to moisture in air, Lma = AAS*humidity*0.45*(FGT‐ABT)*100/GCV  Where       AAS       = Actual mass of air supplied      Humidity = Humidity of air in kg/kg of dry air    Radiation and un‐accounted losses these losses considered as given in PG test/Design  documents.  Alternatively, the radiation losses can be estimated by measuring the surface temperatures and  surface areas of the boiler section.  Normally surface loss and other unaccounted losses are assumed based on type and size of the  boiler as given below.  For industrial fire tube / packaged boiler = 1.5 to 2.5%  Page 9  

For industrial watertube boiler = 2 to 3%  For power station boiler = 0.4 to 1%   These losses can be calculated if the surface area of boiler and its surface temperature are known as  given below:    LG = 0.548 X [{TS/55.55}4] + 1.957 X (Ts‐Ta)1.25 X √Vm  Where  LG   = Radiation loss in watts/m2  Vm = Wind velocity in m/s  Ts  = Surface temperature (°K)  Ta = Ambient temperature (°K)   

3.3  Blow down losses :  Dissolved  salts  find  entry  to  the  boiler  through  make‐up  water  which  is  continuously  fed  by  the  Boiler  Feed Water pump ( bfw). In the boiler, there is continuous evaporation of water into steam. This leaves  behind the salts in the boiler. Concentration of these salts, tend to increase in the boiler drum and starts  precipitation after certain concentration level.  Water  from  the  drum  should  be  blown  down  to  prevent  concentration  of  salts  beyond  certain  limits.  Since the water in the boiler drum is at a high temperature (equivalent to it's saturation temperature at  boiler drum pressure), excess blow‐down will lead to loss of energy known as 'blow‐down losses'.  Blow‐down rate reduces the boiler efficiency considerably as could be seen from the figure. Hence it is  imperative that blow‐down rates are optimized, based on the hardness levels of boiler drum water which  is a function of the operating pressure.  In  boiler  operation  practice,  rate  of  blow  down  increases  with  steam  pressure  as  the  scaling  tendency  increases  with  high  temperature  because  the  hardness  limits  are  very  stringent.  While  figure    gives  an  estimate  of  %  blow  down  on  losses,  the  same  may  be  calculated  from  the  hardness  levels  of  make‐up  water , flow rate ,steam generation rate and the hardness level of drum water (observed).  Model  given  below could  be used to determine  the maximum limits of TDS  (total dissolved solids) that  could  be  tolerated  in  the  boiler  drum  operating  at  various  pressures.  The  correlation  is  based  on  American Boiler Manufacturers' Association code of practice.  However, if the limits stipulated by the Boiler Designer are less than this value, the lower of the two must  be taken as the tolerance limit.  

  Where TDS is the permissible Total Dissolved Solids in ppm at the boiler drum and Pr is the drum pressure  in psig.  The quantity of blow down to maintain the given status of boiler water in terms of TDS is determined by  the material balance of solids across the boiler drum as given in the figure below. 

3.4  Blow Down Rate Estimation :  For estimating the boiler drum blow down rates, following nomenclatures are used.  Let  F = feed water in t/hr  Cm = Concentration of TDS in make‐up water in ppm  Cf = Concentration of TDS in feed water in ppm.  Cb = Concentration of TDS in blow‐down water  m = weight fraction of make‐up water in feed water.  Page 10    

  Figure:  Impact of Blow down Rate of fuel loss. 

  For establishing the blow‐down rate, a material balance on TDS is developed as shown.  TDS balance:  Wbd * Cb = F * m * Cm ‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐i  F = Ws + Wbd ‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐‐ii  Therefore equation i may be written as  Wbd * Cb = ( Ws + Wbd) * m * Cm ‐‐‐‐‐iii    Page 11    

If Cf is the TDS present in the combined feed water to the boiler, above equation may be written as  Wbd * Cb = ( Ws + Wbd) * Cf ‐‐‐‐‐iv  If  more  than  the  required  quantity  (i.e  Wbd  t/hr)  is  blown  down,  the  excess  quantity  will  result  in  lower boiler efficiency . Hence, it is imperative that boiler blow down rate is monitored continuously  for  achieving  high  boiler  efficiency.  An  optimal  blow  down  rate  may  be  calculated  taking  into  consideration the impact of high TDS on poor heat transfer vs boiler efficiency.  Table : Data Sheet for Boiler efficiency evaluation  Parameters  Unit  Duration 0900hrs to 1500hrs 07‐ 06‐2010  Average Unit Load  % of NCR  Coal Consumption  Ambient parameters  Dry bulb temperature  Wet bulb temperature  Relative humidity  Moisture content in air  Coal Parameters – Ultimate  Analysis  Carbon (C)  Hydrogen (H)  Sulphur (S)  Nitrogen  Oxygen  Total moisture (H2O)  Ash  Gross calorific value  Steam Parameters  Main steam flow  Main steam pressure  Main steam temperature  Air/Flue gas parameters (APH  inlet)  Oxygen content at inlet  Flue gas temperature at inlet  Air Temperature at inlet  Air/Flue gas parameters (APH  outlet)  Flue gas temperature at outlet  Oxygen content at outlet  Air temperature at outlet  Oxygen content at ID fan inlet  Carbon content in fly ash  Carbon content in bottom ash  Bottom ash quantity (dry basis)  Fly ash quantity (dry basis) 

Design 

As run  data 

Hr 

 

Tph    Kg    °C  °C  %  Kg/kg  of air   

               

%  %  %  %  %  %  %  Kcal/kg   Tph  Kg/cm2  °C   

                         

58.96  7.16  0.56  2.02  9.88  7.43  13.99  5491    35.54  65.09  446.41 

%  °C  °C   

       

2.8  205.6  32 

               

153.27    155  3.7  4  8  0.3  0.7 

°C  %  °C  %  %  %  Kg/kg of Coal  Kg/Kg of Coal 

 

  35.54  114.65% 35000    35  21.1  42.8  0.014   

 

 

  Page 12    

 The Boiler efficiency calculations are given in following table:    Table: Boiler efficiency calculation for trial run period on 07th June 2010 by direct method  Moisture  Time  Feed water  Steam  Fuel  content  Duratio supplied  Produced  Fired (kg)  in Fuel  n  (ton)  (ton)  (%)  (Hours) 

S.No. 

1 

217 

212 

35000 

5.8 

4 

Dry fuel  weight  available 

Fuel  Calorific  value  (kcal/kg) 

Available  energy (gcal) 

Energy  attained in  steam at  65kg/cm2 

Overall  Efficienc y 

38220.0 

5491 

209866.02 

166976.50 

79.56% 

    Table: Steam & Power Production, Plant fuel rate and Boiler efficiency calculations  Date 

Feed water  Steam  Coal  consumption  Production  Consum (ton)  (ton)  ption 

Power Generated  (units)  4.4MW  2.2MW 

Total 

Overall  plant  fuel rate  kg/kWh 

Boiler  Efficiency 

06‐06‐2010  914  890  139  91000  44000  135000  1.03  79.25%  07‐06‐2010  872  847  136  93000  37000  130000  1.05  77.08%  08‐06‐2010  916  893  141  99000  38000  137000  1.03  78.39%  09‐06‐2010  822  796  125  89000  34000  123000  1.02  78.82%  10‐06‐2010  927  900  142  101000  39000  140000  1.01  78.44%      Table: Efficiency evaluation of Boiler by indirect method during trial run period on 07th June 2010  Design  Actual  %  Parameters  Unit Value  Value  Deviation Load  Ton        Fuel GCV  Kcal/Kg    5491    loss due to dry flue gases, Ldfg  %    5.52    Loss due to Hydrogen in Fuel  %    7.49    Loss due to moisture in air  %    0.15    Loss due to unburnt carbon in ash,  %      0.67  Luca  Loss due to moisture in fuel, Lmf  %    0.86    Radiation Loss  %    2.2    Unaccounted loss and  %      Na  manufacturers margin  Heat loss due to blowdown  %    1.4    Loss due to furnace door draft  %    0.8    Total Loss      19.09%    Boiler Efficiency (1‐Total Loss)  %  83 ± 2%  80.91%  0.09%     The  heat  loss  profile  covering  losses  through  unburnt  in  ash,  sensible  heat  loss  in  flue  gases,  moisture  in  combustion  air,  loss  due  to  presence  of  hydrogen  and  moisture  in  coal,  radiation  and  unaccounted loss, are represented in above table. Above trial data is average value during 30 min.  interval.  It  may  be  observed  that  as  against  83%  design  efficiency,  there  is  a  margin  of  about  2‐3%  improvement by various measures, which are largely O&E related and R&M related. About  1‐2% improvement is possible by various O&E related aspects such as providing improved insulation  at furnace, APH, Economiser, manhole doors and by providing internal lining of fire proof cement on  furnace  doors.  For  further  improvement  in  efficiency,  R&M  activities  are  required  specially  in  the  Page 13    

area  of  super  heater  so  that  design  parameters  of  super  heated  steam  can  be  achieved,  in  this  regard detail techno economic and cost benefit analysis is being carried out in chapter on turbines.   

3.5  Boiler Water Treatment  Water quality influences the performance of boiler internals. As energy auditors we observed the present water treatment parameters pertaining to: Type and rated capacity  Operating capacity of the internal and external treatment methods  Water quality parameters  Control of blow down (CBD & IBD)  Condensate polishing Table: DM water, feedwater, CBDand Steam parameters as on 04th June 2010  Particulars  Unit  MB  Feed water  CBD  Ph     6.5  9.0  9.5  P Alk  ppm  Nil  1.0  6.0  T Alk  ppm  3.0  5.0  12  Total Hardness  ppm  Nil  nil  Nil  Chlorides  ppm  4.0  4.2  6.3  TDS  ppm  0.0  2.6  23.3    : DM water, feedwater, CBDand Steam parameters as on 01st June 2010  Particulars  Unit  MB  Feed water  CBD  Ph     6.5  9.0  9.5  P Alk  ppm  nil  1.0  5.0  T Alk  ppm  4.0  5.0  10  Total Hardness  ppm  nil  nil  nil  SiO2  ppm  ‐  0.02  1.3  Chlorides  ppm  4.2  4.2  6.3  TDS  ppm  0.0  2.6  23.3   

Steam  8.5  1.0  4.0  nil  4.0  1.6 

Steam  8.5  1.0  4.0  nil  0.02  3.5  1.6 

 Observations  ¾

¾

¾

Overall boiler water, CBD & Steam water quality & chemistry is observed within the  prescribed limit of OEM, however it was observed that parameters like O2, residual  hydrazine, metal contents like copper and iron and conductivity are not being  monitored on regular basis.  CBD flow rate is observed in the range of 600‐900Liters/hr at temperature of 170 °C  leaving scope for heat recovery through flash steam. The amount of flash steam which  can be released by the CBD water blow down flow rate of 600Kg/hr at 1 bar g would be  199.3 kg/h of flash steam.  This flash steam recovery will reduce load on DM plant by 200Kg/hr as pure water can  be recovered by installing Boiler continuous blow down (CBD) heat recovery system.

3.6  Boiler blow down heat recovery applications  Continuous  blow  down  of  boiler  water  is  necessary  to  control  the  level  of  TDS  (Total  Dissolved  Solids) within the boiler. Continuous blow down lends itself to the recovery of the heat content of  the blow down water and can enable considerable savings to be made. 

Page 14    

Boiler blow down contains massive quantities of heat, which can easily be recovered as flash steam.  After it passes through the blow down valve, if the lower pressure water flows to a flash vessel. At  this point, the flash steam is free from contamination and is separated from the condensate, and can  be used to heat the boiler feed tank/condensate tank or can be supplied back to Deaerator tank (see  Figure for a typical application of flash steam recovery system).  The residual condensate draining from the flash vessel can be passed through a plate heat exchanger  in order to reclaim as much heat as possible before it is dumped to waste. Up to 80% of the total  heat contained in boiler Continuous Blow Down can be reclaimed in this way.   

Figure: Typical heat recovery system from boiler blow down  Consider the CBD water and process plant condensate is being discharged to a flash vessel  pressurized at 1 bar g and at temperature of 170°C. If the return line were connected to a vessel at a  pressure of 1 bar g, then it could be seen from steam tables that the maximum heat in the  condensate at the trap discharge would be 505 kJ/kg and the enthalpy of evaporation at 1 bar g  would be 2201 kJ/kg.    The proportion of the condensate flashing off at 1 bar g can then be calculated as follows:  Heat in condensate at 4 bar g = 640 Kj/kg  At 1 bar g saturated condensate can only hold = 505 Kj/Kg  Surplus heat in saturated condensate at 1 bar g = 135 Kj/kg  Heat in steam at 1 bar g = 2201 Kj/kg    Proportion of flash steam = 135 Kj/kg/ 2201 Kj/Kg  Proportion of flash steam from the condensate = 0.061 (6.1%)  In this case, if the equipment using steam at 4 bar g were condensing 15000 kg/h of steam, then the  amount of flash steam released by the condensate at 1 bar g would be 0.061 x 15000 kg/h = 919.5  kg/h of flash steam.  Therefore, the amount of flash steam produced can depend on the type of steam trap used, the  steam pressure before the trap, and the condensate pressure after the trap.  Similarly for CBD water flash recovery   Page 15    

 

  The proportion of the condensate flashing off at 1 bar g can then be calculated as follows:  Heat in condensate at 64 bar g = 1236 Kj/kg  At 1 bar g saturated condensate can only hold = 505 Kj/Kg  Surplus heat in saturated condensate at 1 bar g = 731 Kj/kg  Heat in steam at 1 bar g  = 2201 Kj/kg    Proportion of flash steam = 731 Kj/kg/ 2201 Kj/Kg  Proportion of flash steam from the condensate = 0.332 (33.2%)  In  this  case,  if  the  CBD  water  at  64  bar  g  were  released  @  600  kg/h  of  saturated  water,  then  the  amount of flash steam released by the condensate at 1 bar g would be 0.332 x 600 kg/h = 199.3 kg/h  of flash steam.    Flash  vessels  are  used  to  separate  flash  steam  from  condensate.  Following  Figure  shows  a  typical  flash vessel constructed in compliance with the European Pressure Equipment Directive 97/23/EC.    After condensate and flash steam enter the flash vessel, the condensate falls by gravity to the base  of the vessel, from where it is drained, via a float trap, usually to a vented receiver from where it can  be pumped. The flash steam in the vessel is piped from the top of the vessel to any appropriate low  pressure steam equipment.   

Figure: A typical flash vessel 

 

 

3.7 Energy Saving by Flash steam recovery  Energy and Fuel saving through Flash steam recovery can be calculated as under:   

Page 16    

The heat requirement for increasing the temperature of 199kg of cold make‐up water by 140°C  (fresh make up water temperature as 30°C and flash steam temperature of 170°C), by using  following Equation  Where:  Q   m  cp  ΔT 

  =  =  =  = 

Quantity of energy (kJ)  Mass of the substance (kg)  Specific heat capacity of the substance (kJ/kg °C)  Temperature rise of the substance (°C) 

  In our case m is 199Kg; ΔT is the difference between the cold water make‐up and the temperature of  returned flash steam from CBD water; cp is the specific heat of water at 4.19 kJ/kg °C.  199 kg x 4.19 kJ/kg °C x 140°C = 116733.4 kJ/kg  Basing the calculations on an average for a plant in operation 8 400 h/year (350 days of operation),  the energy required to replace the heat in the make‐up water is:  116733.4 kJ/kg x 8 400 h/year = 980 560.56 GJ/year  Or 27900Kcal/kg X 8400 h/year = 234360 Gcal/year  If the average boiler efficiency is 81%, the energy supplied to heat the make‐up water is:    234360 Gcal/year 0.81

289333.33 GCal/year 

  Amount of Fuel saved considering calorific value of coal as 5400Kcal/kg = 53580Kgs  Cost of fuel saved per year considering cost of coal as Rs 5500 per ton – Rs. 294,690/‐  Cost of installing flash heat recovery system for continuous blow down shall be Rs 4.5 lacs  Simple payback period is 1.53 years or (557 days/ 80 week) 

3.8 Energy Saving by Flue gas heat impingement on feed stock conveyor  Observed loss due to moisture in fuel is 0.86 % which can be brought down to a value of 0.20%.  The easiest method for fuel moisture removal is piping a portion of flue gases at stack temperature  on to the hooded conveyor of coal feed suing nozzles.  A picture for example of fuel heating and moisture removal is attached below.  The saving of 0.66% amounts to ‐ 0.66% x Rs. 24185169 (May Consumption) = Rs. 1,59,622  Thus the annual savings are 1,59,622 x 12 = Rs. 19,15,465/‐  Tentative investment for the duct and pipe work = Rs. 3,00,000/‐  Hence a simple payback period = (300000/1915465) x 12 = 1.87 Say 2 months 

Page 17    

3.9 Energy Saving by re‐insulation of damaged areas  The damaged insulation at Economizer and APH ducts and at various other ducting points need to be  redone. The reduction in radiation loss will be from 2.2% to standard 1%  Thus the savings will be = 1.2% i.e. 1.2% x Rs. 24185169 (May Consumption) = Rs. 290222 monthly or  Rs. 34,82,664/‐ annually.  The cost for insulation work is Approx. 10 lacs and the simple payback comes to 10/34.82 = 3.44 or  say 4 months.  The final savings are as below:  a) b) c) d)

Savings due to Blowdown flash heat recovery = 0.4%  Savings due to Moisture in fuel = 0.66%  Savings due to radiation reduction = 1.2%  Savings due to Furnace door drafts = 0.6% 

Hence the boiler efficiency will be improved in total by 2.86% 

Page 18    

4. WATER PUMPING

  Water Pumping   

4.1

Background  Water pumping is vital energy consuming area in the power plant. Major pumps in Magnum  Ventures Power Plant are:  Condensate Extraction pumps  Boiler feed water pumps  RO/DM water plant pumps  Make‐up/transfer pump  Cooling water circulation pumps  Raw water pumps 

 

4.2

Energy consumption pattern for pumps:  The daily energy consumption by pumping system is as follows: 

Sno. 

Equipment  Submersible pump 1  Submersible pump 2  Submersible pump 3  HP 2‐1 RO  HP 1‐1 RO  HP 1‐2 RO  HP 2‐2 RO  Boiler Feed Pump 1  Boiler Feed Pump 2  2.2 MW   CT  Pump 1  CT  Pump 2  CT  Pump 3  CEP 1  CEP 2  4.4 MW   CT Pump 1  CT Pump 2  CT Pump 3  CEP 1  Total 

Instantaneous KW 

Daily Consumption KWh 

24.31  15.3  18.8  15.34  15.8  10.96  10.3  160  148 

583  367  451  276  284  197  185  3840  3552 

41.8  42.6     10.1    

1003  1022  0  242  0 

50.3  46.6  0  11   Kwh/Day 

1207  1118  0  264  10754 

  Total energy consumption of pumping system = 10754 Kwh per day  Total auxiliary power consumption per day = 16200Kwh  Page 19    

Almost two third of the auxiliary power is consumed by water pumping system.   Table: Design, operating parameters and efficiency of pumps  Measured Paremeters

Pump Specification Description of Pump

Power input by Motor

Motor

Pump

Make

Q(flow) in m3/hr

Head in Meter

Motor KW

RPM

Flow

Pressure in kg/cm2

BFP-1

KSB

40

850

137

2980

42

80

160

88.3%

64.5%

BFP-2

KSB

40

850

137

2980

40

85

148

90.5%

68.9%

Transfer Pump

Grundfos

45

50.7

11

2900

24.5

5.5

6.5

90.0%

62.5%

CEP-1 (4.4 MW)

KSB

12.1

89

12.1

2900

12.8

8.8

9

85.9%

52.1%

CEP-1 (2.2 MW)

Sulzer

13.5

90

9.7

2920

13.6

8.8

8.1

84.9%

55.8%

RO HP Pump-1

Grundfos

21

207

15

2920

20

14

15.8

87.2%

65.1%

IST RO HP Pump-3

Grundfos

21

207

16

2920

19

14

15.34

87.2%

63.9%

2nd RO HP Pump-2

Grundfos

17

135.6

11

2920

17

13

10.96

84.2%

65.0%

2nd RO HP Pump-3

Grundfos

17

135.6

11

2920

17

13

10.3

86.5%

67.3%

CT Pump-1 (4.4)

NA

NA

NA

NA

1440

400

2.2

50.3

85.8%

55.3%

CT Pump-2 (4.4)

NA

NA

NA

NA

1440

390

2.2

46.6

83.9%

58.6%

CT Pump-1 (2.2)

NA

NA

NA

NA

1440

380

2.2

41.8

73.3%

74.0%

CT Pump-2 (2.2)

NA

NA

NA

NA

1440

390

2.2

42.6

69.4%

78.7%

32

2

3.6

82.0%

61.7%

IST

Raw Water Pump-1

Discharge

Efficiency efficiency

in KW

 

Observation  From the pump performance analysis based on the actual operating parameters we have  observed efficiency of 4.4MW turbine condenser cooling water pumps on lower side.    There is no energy and flow meters installed for major pumps    In case of pumping system pump efficiency as per industry standards is considered as  Normal   ‐  60 – 75%  Best    ‐  78 ‐‐ 80% (upto 89% efficiency in case of horizontal split casing pumps)  Worst    ‐  30  – 60%  (Reference: CII‐LM Thapar Centre for Competitiveness for SMEs)   

Recommendation    We suggest replacing cooling water circulating pumps with the energy efficient pumps which will  have  less  specific  energy  consumption  and  will  give  recurring  energy  saving  of  190,895units  if  motor  is  also  replaced  by  energy  efficient  class  of  Motors  and  113,880  units  if  only  pump  is  replaced and existing motors are utilised.  Payback period for proposed replacement of pumps in case‐1 is 87days and in case ‐2 is 146days.  We also recommend installation of Flow and Energy meters for all major pumps and observe flow  and power pattern on regular basis (Shift and Daily basis). So that pumps having major power  consumption can be identified.  Page 20    

Table: Saving potential and cost analysis for replacing circulating cooling water pumps with new energy efficient pumps 

Parameters  Pump Specifications  No. of Pumps  Pump Type  Capacity  Total Head  Efficiency  BKW at Shaft  Required Motor  Energy Consumption 

Present  Pumping  System  2+1 and 2+1  Hori  NA  20mtrs    NA  45KW  41‐51Kw 

Proposed Pumping System  Case‐1  Case ‐2  With New Motor  With existing motor  Replace 2+2 by EE Pumps &  Replace 2+2 Pumps only and  EE Motors  utilise existing motors  Hori. B.P.O.  Hori. B.P.O.  450m3/hr  450m3/hr  20mtrs  20mtrs  86%  86%  22.57  22.57  30 KW  30 KW  25.2KW at 80% loading and  With present motor efficiency  projected motor load 30 to 35 KW  95% efficiency motor 

Energy consumption per  1128KWh  605Kwh  816Kwh  day  Annual Energy Saving  Nil  190895Kwh  113880Kwh  Saving in recurring  Energy cost per annum  Nil  9,54,475 INR  5,69,400 INR  (@Rs5/Kwh)  Cost of New Pumps    227,560/‐ INR for 4 Pumps @56890.00 each pump  Simple pay back    3months (87Days)  5months (146Days)   Note:   Quote for new energy efficient pump is attached as annexure for your reference.  Cost of motor is not considered in above scenario as it is worked out in Electrical & motor chapter.    For the pump used in above example calculating power requirement         . 3   450m /hr = 125l/s   .

   

=21.38Kw (approx) Therefore Motor input power will be 21.38/0.95 = 22.51Kw Therefore annual running cost = 22.51Kw x 24h x 350 day x Rs 5/Kwh = INR 945,420/The approximate costs to an industrial purchaser are as follows: Bare shaft pump alone INR 56,000/Or Pump + Motor INR 1,37,000/Running costs for pump lifetime say 20 years = INR 1,89,08,400/- at present energy cost. Comparing above costs with the running costs of pump during lifetime Initial capital cost of pump + motor Maintenance Costs

- 1.5% - 2.5%

Running costs

- 96%

The main conclusion to be drawn from these figures is that running costs far outweigh capital costs and should be  considered far more important when specifying new equipment. Pumps and motors should be sized according to  short‐term requirements. If they are oversized to cater for potential increase in water demand, then running cost,  as  well  as  capital  cost,  will  be  elevated.  The  pumps  and  their  operation  should  be  well  matched  to  the  water  requirements of the process, and it important to maintain pump operation at high efficiencies for the economy of  production.     

Page 21    

5. TURBINE   TURBINE  5.1 Background  Steam turbine is a mechanical device that extracts thermal energy from pressurized steam, and  converts it to useful mechanical work. In Magnum Ventures Power Plant 2 steam turbines 1st is of  4.4MW Extraction cum condensing and 2nd is of 2.2MW condensing type. Following is the process  flow diagram 

 

 

 

 

 

h 1 

 

     

  Boiler 

G 

4.4 Mw Extraction cum  Condensing Turbine 

H3  

  h2  Extraction at 

 

4kg/cm2 and 210°C 

   

2.2Mw  Condensing  Turbine 

 

G

    Figure: Process Flow Diagram for Magnum Ventures Cogeneration Power Plant 

5.2 Turbine Efficiency evaluation  Turbine heat rate can be calculated as   Turbine heat rate (Kcal/Kwh) = mass flow rate of Steam(in kg/hr) X (h1‐ h4)   P(Average power generated in KW)  where  h1 = enthalpy of inlet steam in kCal/kg  h2= enthalpy of extracted steam in kCal/kg  h3= enthalpy of steam at condenser in kCal/kg  h4 = enthalpy of feed water in kCal/kg    Turbine cycle efficiency can be calculated as    Turbine cycle efficiency %  =        __860  X  100____        Turbine heat rate    Page 22    

4.5MW 

2.2 MW 

Total 

Steam Extraction 

4.5MW 

2.2 MW 

Total 

Coal Consumption 

Overall plant fuel rate  kg/kWh 

4.5MwTurbine Heat Rate  (Kcal/Kg) 

2.2Mw Turbine Heat Rate  (Kcal/Kg) 

4.5Mw Turbine cycle  efficiency % 

2.2MW Turbine cycle  efficiency % 

Table: Monthly average of Steam Supply, Power Generation, Heat rate and Turbine cycle efficiency 

FEB 

679 

180 

859 

472 

94179 

40071 

3759000 

227 

1.70 

4780 

2980 

18.0% 

28.9% 

March 

654 

160 

814 

448 

91259 

38222 

129481 

205 

1.59 

4753 

2772 

18.1% 

31.0% 

April 

644 

154 

798 

436 

91167 

36433 

127600 

208 

1.64 

4683 

2815 

18.4% 

30.6% 

May 

646 

164 

811 

424 

92323 

38161 

130484 

160 

1.24 

4638 

2846 

18.6% 

30.2% 

Month 

Steam supply to  Turbines 

Power Generated 

      Table: Monthly Fuel Consumption, Steam & Power Production and Supply position  FEB  March  Month April  Total Coal Consumption in Ton 

Cost of Coal (in Rs.)  Total Steam Genration (in Ton)  Steam supply to Plant (in Ton)  Total Power Genrated (KWh)  Power Supply to Plant (Kwh)  Fuel Cost per unit of Power (Rs/Kwh)  Cost of steam (in Rs/ton)  Aux Power Consumption Kwh  Aux Power Consumption Ratio % 

May 

6368 

6200 

6238 

4969 

2,54,62,199 

2,61,71,530 

2,41,85,169 

25,103 

25,283 

2,57,54,803  24,994 

13,236 

13,353 

13,067 

13,141 

37,59,000 

38,54,500  34,04,000 

38,28,000  33,18,000 

40,45,000 

33,39,000  6.77 

6.79 

6.73 

5.98 

1014.31  420,000 

1035.14  450,500 

1030.44  510,000 

924.19  558,000 

8.95 

8.56 

7.51 

7.25 

26,169 

34,87,000 

   

Observations:  It  was  observed  that  steam  generated  in  the  boiler  is  of  specification  65kg/cm2  and  Temperature  445°C against the design temperature of 490°C ±5°C. An increase in inlet steam temperature, i.e., an  increase in superheat at constant inlet pressure and condenser pressure gives a steady improvement  in  cycle  efficiency  and  lowers  the  heat  rate  due  to  the  increase  in  inlet  temp  and  rising  the  inlet  temperature  also  reduces  the  wetness  of  the  steam  in  later  section  of  the  turbine  and  improves  internal efficiency of the turbine.  If the turbine inlet steam temperature is increased to 490°C ±5°C as per the design conditions then  the heat energy input to the turbine will be increased and corresponding effect in cycle efficiency is  achieved as illustrated in following table:     

Page 23    

Table: illustration of impact of inlet steam temperature on operating conditions and cycle efficiency 

Present Case in which   Steam at 65kg/cm2 and 445 °C 

Projected Case   If Steam Temp is 485°C and Pr. 65kg/cm2 

Enthalpy of input steam at 445°C and  65kg/cm2 

785.37kcal/kg 

Enthalpy of input steam at 485°C and  65kg/cm2 is 808.102kcal/kg 

Saturation temp °C 

280.86 °C 

280.86°C 

Enthalpy :@ saturation temperature 

664.17 kcal/kg 

664.17 kcal/kg 

Enthalpy @ outlet conditions : 647 mmhg  vacuum = 113 mmhg pressure absolute 

= 620.5 kcal/kg 

620.5 kcal/kg 

Saturation temperature = 

53.5 oC 

53.5 oC 

Net energy input = steam rate   (kg/hr) *Δ Enthalpy kcal /hr 

=35000 * (785.37 –  620.5) 

35000 * (808.10 – 620.5) 

=5770450 Kcal/hr 

6566000 Kcal/hr 

=        (445 – 53.5) x 100  (445+273)  = 54.53% 

=         (485 – 53.5) x 100   (485+273)  = 56.93% 

Carnot cycle efficiency  

  Steam  Turbines  are  a  major  energy  consumer.  Optimising  process  operating  conditions  can  considerably improve turbine water rate, which in turn will significantly reduce energy requirement.  Various operating parameters affect condensing and back pressure turbine steam consumption and  efficiency.   

5.3 Effect of Steam inlet pressure  Steam  inlet  pressure  of  the  turbine  also  effects  the  turbine  performance.  All  the  turbines  are  designed  for  a  specified  steam  inlet  pressure.  For  obtaining  the  design  efficiency,  steam  inlet  pressure  shall  be  maintained  at  design  level.  Lowering  the  steam  inlet  pressure  will  hampers  the  turbine efficiency and steam consumption in the turbine will increase. Similarly at higher steam inlet  pressure  energy  available  to  run  the  turbine  will  be  high,  which  in  turn  will  reduce  the  steam  consumption in the turbine. Figure ‐ a & b represents the effects of steam inlet pressure on steam  consumption  and  turbine  efficiency  respectively,  keeping  all  other  factors  constant  for  the  condensing type turbine. 

Fig  a:  Effect  of  steam  pressure  on  steam  consumption in condensing type turbine 

Fig  b:  Effect  of  steam  pressure  on  turbine  efficiency in condensing type turbine 

Page 24    

 

Figure ‐ a & b indicates that increase in steam inlet pressure by 1 kg/cm2 in condensing type turbine  reduces the steam consumption in the turbine by about 0.3 % and improves the turbine efficiency by  about 0.1 % respectively.    In case of back pressure type turbine increase in steam inlet pressure by 1 kg/cm2 reduces the steam  consumption in the turbine by about 0.7 % and improves the turbine efficiency by about 0.16 % as  shown  in  figure  ‐  c  &  d.  Improvement  in  back  pressure  type  turbine  is  more  than  the  condensing  type turbine.   

 

  Fig  c  :  Effect  of  steam  pressure  on  steam  consumption in back pressure type turbine 

Fig  d:  Effect  of  steam  pressure  on  turbine  efficiency in back pressure type turbine 

 

5.4 Effect of Steam inlet temperature  Enthalpy of steam is a function of temperature and pressure. At lower temperature, enthalpy will be  low,  work  done  by  the  turbine  will  be  low,  turbine  efficiency  will  be  low,  and  hence  steam  consumption  for  the  required  output  will  be  higher.  In  other  words,  at  higher  steam  inlet  temperature, heat extraction by the turbine will be higher and hence for the required output, steam  consumption will reduce. Figure ‐ e & f represents the effects of steam inlet temperature on steam  consumption  and  turbine  efficiency  respectively,  keeping  all  other  factors  constant  for  the  condensing type turbine.   

Fig  e:Effect  of  steam  temperature  on  steam  consumption in condensing type turbine 

 

Fig  f:  Effect  of  steam  temperature  on  turbine  efficiency in condensing type turbine 

Page 25    

Figure  ‐  e  &  f  indicates  that  increase  in  steam  inlet  temperature  by  10  deg  C  in  condensing  type  turbine  reduces  the  steam  consumption  in  the  turbine  by  about  1.1  %  and  improves  the  turbine  efficiency by about 0.12 % respectively.   

    Fig  g  :  Effect  of  steam  temperature  on  steam  Fig  h:  Effect  of  steam  temperature  on  turbine  consumption in back pressure type turbine  efficiency in back pressure type turbine    In case of back pressure type turbine increase in steam inlet temperature by 10 deg C reduces the  steam consumption in the turbine by about 1.5 % and improves the turbine efficiency by about 0.12  % as shown in figure ‐ g &h. Improvement in back pressure type turbine is more than the condensing  type turbine.   

5.5 Effect of exhaust pressure/ vacuum  Higher exhaust pressure/ lower vacuum, increases the steam consumption in the turbine, keeping all  other  operating  parameters  constant.  Exhaust  pressure  lower  than  the  specified  will  reduce  the  steam  consumption  and  improves  the  turbine  efficiency.  Similarly  exhaust  vacuum  lower  than  the  specified  ,  will  lower  the  turbine  efficiency  and  reduces  the  steam  consumption.  Figure  2a  &  2b  represents the effects of exhaust vacuum on steam consumption and turbine efficiency respectively,  keeping  all  other  factors  constant  for  the  condensing  type  turbine.  Figure  2a  &  2b  indicates  that  improvement  in  exhaust  vacuum  by  10  mm  Hg,  reduces  the  steam  consumption  in  the  turbine  by  about 1.1 %. Improvement in turbine efficiency varies significantly from 0.24 % to 0.4 %.   

Fig  2a  :  Effect  of  exhaust  vacuum  on  steam  consumption in condensing type turbine 

  Fig  2b  :  Effect  of  exhaust  vacuum  on  turbine  efficiency in condensing type turbine  Page 26  

 

  The above figures also demonstrate that considerable in cycle efficiency with decrease of condenser  pressure. Such decrease is mainly depending on  the available cooling water temperature  and thus  on climatic condition of a place.    Taking the current steam condition and projected steam condition the efficiency gain is projected in  following tables:    Table: impact of steam temperature on 2.2 MW turbine efficiency  Rated Power  2200 kW  2200 kW  HP Steam Pressure 

66 bar abs 

66 bar abs 

HP Steam Temperature 

445 °C 

485 °C 

Exhaust Steam Pressure 

0.15 bar abs 

0.15 bar abs 

Full Load Isentropic Efficiency 

76.0 % 

80.1 % 

Full Load Specific Steam Consumption   

4.3 kg/kWh 

4.1 kg/kWh 

Source: Sugar Engineers Engineering Data software 

 

 

 

 

5.6 Conclusion:  On the basis of above assumptions and theory if the turbine inlet steam temperature is maintained  @ 485°C with keeping all other conditions & factors constant then the projected gain will be:   Table: cost benefit analysis for suggested modification to achieve desired steam temperature      Present average steam demand per day  850 ton per day  Improved steam temperature will reduce steam consumption  803 ton per day  by 5.5%, projected steam demand  Saving in steam for same output  46.75 ton per day  quantity of coal saved due to avoided steam generation  7.8 ton per day  Cost of coal saved  42900 Rs per day  Annual fuel saving  2847 ton  Annual Saving  1,56,58,500  Tentative investment on boiler modification  Rs.25,00,000  Simple Payback period  60 days 

Page 27    

6. CONDENSER COOLING

    6.1

Background 

In power plant, the cooling tower, water pumping and condenser are involved  in condensing the exhaust steam from a steam turbine and transferring the  waste heat to the atmosphere.  6.2

Cooling Tower  

In the following table specifications of cooling tower are given  Table: Cooling tower specifications  Cooling Tower‐1 Cooling Tower‐2 Particulars  Design Operating Design  Operating Make & Model  Type  No of Cells  Rated flow  Fill Details  No of CT fans  CT fan KW  No. Of blades per fan  Dia of Blade assembly  Blade material  Hot water inlet temp °C  Cold water outlet temp °C  Wet bulb temp. °C 

Paharpur 452‐293  Induced Draft Cross Flow  3  3  1200  800  Treated wood splash bars  3  3  30  15.78/14.35/14.7  9  9  144”  144”  Cast Al alloy  Cast Al alloy  40  45  32  36.9  28  26.2 

Paharpur 452‐293  Induced Draft Cross Flow  3  3  1200  750  Treated wood splash bars  3  3  30  14.15/11.3/12.1  9  9  144”  144”  Cast Al alloy  Cast Al alloy  40  46.8  32  35  28  25.7 

  Cooling Tower Performance

 

Figure: Range and Approach 

Page 28    

The  important  parameters,  from  the  point  of  determining  the  performance  of  cooling  towers, are:  Range ‐ is the difference between the cooling tower water inlet and outlet temperature.  Approach ‐ is the difference between the cooling tower outlet cold water temperature and ambient wet  bulb temperature. Although, both range and approach should be monitored, the 'Approach' is a better  indicator of cooling tower performance.   Cooling  tower  effectiveness  (in  percentage)‐  is  the  ratio  of  range,  to  the  ideal  range,  i.e.,  difference  between cooling water inlet temperature and ambient wet bulb temperature.  Cooling  capacity  ‐  is  the  heat  rejected  in  kCal/hr  or  TR,  given  as  product  of  mass  flow  rate  of  water,  specific heat and temperature difference. 

Table: Cooling tower operating and efficiency calculations    Parameter  Inlet Cooling Water Temperature °C  Outlet Cooling Water Temperature °C  Air Wet Bulb Temperature near Cell °C  Air Dry Bulb Temperature near Cell °C  Number of CT Cells on line with water flow  Total Measured Cooling Water Flow m3/hr     CT Range  CT Approach  % CT Effectiveness =             Range       ___X 100  (Range + Approach)  Rated % CT Effectiveness (Design Data)    

 Cooling  Tower‐1  45  36.9  26.27  38.33  4   800     8.1  10.63 

Cooling  Tower‐2  46.8  35  25.7  38.8  4  770     11.8  9.3 

 Cooling  Tower‐1  44.9  37  26.27  38.33  4        7.9  10.73 

Cooling  Tower‐2  46.1  34.5  25.7  38.8  4        11.6  8.8 

43.25% 

55.92% 

42.40% 

56.86% 

66.66% 

66.66%    

  

66.66%    

66.66%    

  Present water quality of makeup water & circulating water for cooling tower at Magnum Ventures,  (Power Plant) Sahibabad are given in following table    Table: Water Chemistry of Cooling Tower make‐up and circulating water  Parameters  PH  P‐ Alkanity  M‐ Alkanity  Chloride  TDS  Total Hardness   

Makeup water  7.0  Nil  12  54  102  8 

Circulating water  8.5  14  70  504  1217  40 

Observations:  ¾ Cooling tower ‐1 is having low effectiveness compared to Cooling Tower‐2  ¾ CT ‐1 range found to be 7.9 and CT‐2 range found to be 11.6 against design of 8 

Page 29    

¾ CT‐1&2  approach  found  to  be  10.73  and  8.8  against  design  4  indicates,  low  ambient  temp  and poor heat transfer.  ¾ CT‐1  &2,  effectiveness  found  to  be  42.40%  and  56.86%  against  design  66.66%.  which  indicates poor heat transfer in CT  ¾ Power  measurement  indicate  under  loading  on  CT  fan  motors  and  power  factor  is  in  the  range of 0.52 to 0.74. This is poor.  ¾ In Cooling Tower ‐1, Fly ash & other foreign particles are presented in reasonable quantity at  most of the places like lowers, frills etc.  ¾ Regarding cooling water circulation pumps observations and recommendations are made in  chapter on pumps.  ¾ As  per  the  water  quality  concerned,  makeup  water  quality  is  very  good,  here  the  scaling  chances in the system are very less but corrosion is taking place aggressively specially in MS  pipelines.  ¾ At  some  places  in  cooling  water  piping  system  corrosion  observed  due  to  which  water  leakage/seepage is existing.   ¾ As metal used in the cooling system are MS & Admiral brass so corrosion due to Chloride is  not possible as it attacks only against SS metal, also the Chlorite level in circulating water is  not very high for any trouble, with such metals (MS &AB) system may be run upto 2000ppm  chloride level in the circulating water.  ¾ Water in contact with metal surface sets up an electrolytic cell  where by metal undergoes  slow but steady dissolution. The metal is constantly oxidized to the metal oxide in presence  of water with its dissolved oxygen, unless controlled properly.  ¾ The corrosion in the system is due to improper functioning of corrosion inhibitor treatment.  As PH in circulating water is around 8.5, Zn  as corrosion inhibitor will not work perfectly at  higher  PH.  As  Zinc  will  precipitate  at  higher  PH  &  not  inhibit  the  surfaces  perfectly.  So  organic treatment will be a good option for corrosion control.  ¾ Alkalinity in the makeup water is very less; treatment philosophy must be designed to take  care of low alkalinity system to control corrosion.    

  6.4 Conclusion and recommendation:‐    ¾ For  energy  savings  and  better  air  flow  consider  replacement  of  Aluminium  alloy  cooling  tower  fan  blades,  with  energy  efficient  FRP  hollow  fan  blade.  Refer  table  below  for  detail  cost benefit analysis.  ¾ Cooling tower fills needs to be checked for fill chocking and poor water distribution. Equal  and uniform water flow to each cell to be ensured for proper distribution of water. This will  improve effectiveness of CT. Improved CT performance will allow to stop one CT fan during  cold weather conditions.   ¾ Periodically clean plugged cooling tower nozzle  ¾ Monitor approach, effectiveness and cooling capacity for continuous optimisation efforts, as  per seasonal variations as well as load side variations.  ¾ A  good  chemical  treatment  with  proper  monitoring  of  the  system  will  overcome  all  the  water related problems in the system.  ¾ Corrosion  rack  must  be  installed  on  monthly  basis  to  check  corrosion  rate  (mpy)  in  the  system.  ¾ Also Fly ash & other foreign particles  adding microbiological load to the cooling system , a  side stream filter may be installed to remove suspended particles from cooling towers along 

Page 30    

with  proper  bio‐dispersant  dosing  &  Chlorine  Di‐Oxide  treatment  in  place  of  using  oxidizing/non oxidizing biocide.    Table: Cost benefit analysis with proposed modification of cooling tower fans blade material  Proposed Cooling Tower Fan System  Parameters  Present Fan  Case‐1  Case ‐2  System  With New Motor  With existing motor  Fan Specifications  Replace Fan blade by EE  Replace Fan blade by EE  No. of Fans  3  FRP hollow fan Blades &  FRP hollow fan Blades only  EE Motors of proper rating  and utilise existing motors  No. of Blades per fan  9  8  8  Dia of Blade assembly  144”  144”  144’  Blade Material  Cast Al alloy  FRP hollow fan Blades  FRP hollow fan Blades  CT Fan Motor KW  30Kw  15  30  Required Motor  30KW  15 KW  15 KW  With present motor  12 KW at 80% loading and  efficiency projected motor  Energy Consumption  18 Kw  95% efficiency motor  load ‐ 15 KW  Energy consumption per  432KWh  288Kwh  360 Kwh  day  Annual Energy Saving  Nil  52560 Kwh  26280 Kwh  Saving in recurring  Energy cost per annum  Nil  2,62,800 INR  1,31,400 INR  (@Rs5/Kwh)  For each set of  Cost of New blade set  85,000/‐ INR for each set  blades  For each set of  Simple pay back  4 months (118Days)  8 months (236Days)  blades      The payback period through saving of recurring energy cost and consumption reduction by new FRP  hollow CT fan blades, for each set of fan blades replaced is 4months when FRP Hollow Fan blades are  installed with new high efficiency motor and 8 months if only new set of FRP Hollow Fan blades are  installed with existing motor.    

Page 31    

7. ELECTRICAL SYSTEM & MOTORS

  7.1

Background 

Different types of electrical motors are used in a power plant to drive the various equipments like:  ¾ Pumps  ¾ Coal handling equipments  ¾ Fans  ¾ Crushers  ¾ Blowers  ¾ Others  These motors and connected equipments consume significant amount of energy, which contributes  to auxiliary power consumption.  The auxiliary power consumption of this plant varies from 7.25% to 9% during the different months.   

Electrical system and Motors  7.2

 TRANSFORMERS 

The  facility  is  having  two  transformer  which  are  installed  to  step  down  the  6.6  KV  voltage  supply  generated by 4.4 MW transformer. 

  The  transformers  at  Magnum  Ventures  Limited  are  naturally  oil  cooled.  They  are  provided  with  Manual  Off‐load  Load  Tap  Changer.  The  2000  KVA  transformer  is  plinth  mounted  and  6500  KVA  transformer is mounted at height. 

  OBSERVATION  1. There is no sub metering of the transformers.  2. The cumulative transformation capacity is 8500 KVA for 4300 MW (5625 KVA) Alternator.   3. The earthing pits are not adequately spaced. 

Page 32    

RECOMMENDATION  1. There  is  no  sub  metering  of  the  transformers.  It  is  highly  recommended  to  install  a  sub  meter on each of the transformer for monitoring the loading of the transformer.  2. The earthing pits provided are also not adequately spaced. This causes the earthing currents  to either keep circulating in the system or is injected into the ground at various stages thus  increasing  heat  losses.  Due  to  this  a  major  amount  of  energy  which  is  produced  is  not  recorded in the meters and a low efficiency is recorded.   3. The  proper  earthing  also  enhances  the  protection  relays  to  function  as  per  the  design  parameters and will improve system safety and reliability. 

  7.3

 POWER FACTOR ANALYSIS 

  The  primary  purpose  of  the  capacitor  is  to  reduce  the  maximum  demand.  The  additional  benefits  can be derived by capacitor location. Maximum benefit of capacitor is derived by locating them close  to the load. In this way the KVAr are confined to the smallest possible segment, decreasing the load  current. This reduces the power losses of the system substantially.     The  overall  power  factor  of  the  plant  is  being  maintained  at  above  0.93  lagging,  but  the  power  factor of some of the individual feeders is below the satisfactory level as given in the following bar  chart. 

   

 

  OBSERVATION 

1. The  installed  power  factor  compensating  capacitors  through  ensures  an  overall  good  PF,  since they are concentrated in few panels therefore the lagging currents are circulated in the  whole distribution and transmission system.               Transmission  losses  of  plant  are  the  losses  occurring  in  main  transformers,  H.T.  Cables,  Switch  Gear  etc.    =  3  %  (Of  total  yearly  Consumption).  Distribution  losses  of  plant  are  the  losses occurring in main L.T. Cables, L.T. Switch Gear, L.T. Bus ‐Bar etc. = 7 % (Of total yearly  Consumption)          

Page 33    

            The  following  feeders  were  monitored  using  3  phase  power  analyzer  and  the  tentative  savings at Rs. 3 per unit has been calculated for the purpose of payback period.    Table: Annual Monetary Losses due to plant Distribution and Transmission Losses 

Annual Monetary Losses due to plant Distribution and  Transmission Losses  Units generated at 0.8 PFL and availability 

Units 

4400 KW Generator 

24107520 

2200 KW Generator 

12334080 

   Total units generated in KWH 

36441600 

Plant distribution losses and transmission  losses (3%)  in KWH 

728832 

Losses in monetary terms at Rs. 5/ unit 

3644160 

  RECOMMENDATION  1. The installed capacitors need to be tested and relocated so that the plant transmission and  distribution losses are reduced. The expected annual savings are Rs. 36, 44,160.   Table: Capacitors installation Pay Back Period Calculations 

Simple Pay Back Period Calculations   Total load of the feeders    

1358.5 KW 

Average PF of the individual feeders  Improved  PF  KVAr required 

0.75 lagging  0.95 lagging  749.892 KVAr 

Investment needed                                 Simple Pay Back  

Rs. 3,59,948.16  1.2 months 

 

7.4

LOADING PATTERNS OF MOTORS 

The  motors  are  designed  to  run  at  maximum  efficiency  when  they  are  loaded  more  than  60%.  The  power  factor  of  the  motors  also  decreases  drastically  when  the  motor  is  under  loaded.  Similarly,  in  the  over  loaded  condition  the  efficiency,  power  factor,  heating  i.e.  overall  performance  of  the  motor  decreases.  Therefore,  it  becomes  one  of  the  various  criterions  to  evaluate  the  motor  performance.  This  not only helps improving the efficiency as well as takes helps in the right selection  of the motor capacity.   The loading pattern of the plant motors is given in following table. 

Page 34    

Table: Loading pattern of plant motors

OBSERVATION 1. The  following  motors  are  operating  at  less  than  60%  loading.  ID  Fan  motor  loading is being optimized with the help of VFD.      Table: List of motors operating at less than 60% loading

Page 35    

RECOMMENDATION   1. The following motors are recommended to be changed with the lower  capacity and efficient motors. Table: List of motors recommended for replacement with the lower capacity  and energy efficient motors. 

The Pay Back period of the motors has been included in the motor efficiency  section of the report.

7.5

MOTOR EFFICIENCY  

There  are  48  motors  in  the  power  plant  of  capacity  more  than  3.5  HP.  In  all  the  operating  parameters of 25 motors were successfully measured. There efficiency was calculated with the help  of the measured and design data. The results are presented in the following table. 

Motor Efficiency Calculation 

Page 36    

Table: Power Plant Motor efficiency

 

  RECOMMENDTIONS   After  calculating  the  efficiency  and  monitoring  the  motor  loading,  the  following  motor  have  been  suggested  to  be  replaced  with  optimum  capacity  efficient  motors.  The  annual  savings  in KWH  and  monetary terms has been calculated to determine the pay back period of each of the motor. 

Page 37    

Table: Techno economic analysis for replacement suggested motors

    The total investment to replace the above mentioned motors is Rs. 6, 77,700  The cumulative annual saving in energy is                                        681959 KWH  The cumulative monetary saving is                                                   Rs. 34, 09,797  The cumulative simple pay back period is                                                3 months 

  7.6  HARMONIC ANALYSIS  We have measured Harmonic Level in the plant and results are mentioned as under.  Table: Harmonic Measurement of Main Feeders

 

Page 38    

OBSERVATION  1. The average total voltage harmonic distortion is 6.45%.  2. The average total current harmonic distortion is 9.3%.  Table: Harmonics Measurement of Motors  Sno.

1  2  3  4  5  6  7  8  9  10  11  12  13  14  15  16  17  18  19  20  21  29  30  31  32  33  34  35  38  39  40 

Description of Motor 

FD Fan  ID Fan  Boiler FP 1  Boiler FP 2  Coal crusher 1  Coal crusher 2  Main elevator 1  Main elevator 2  Belt conveyor  Reject elevator 1  Reject elevator 2  Submersible pump 1  Submersible pump 2  Submersible pump 3  Ash handling motor  PA Fan  HP 2‐1 RO  HP 1‐1 RO  HP 1‐2 RO  HP 2‐2 RO  Top screw 1  2.2 MW CT  Pump 1   2.2 MW CT  Pump 2  2.2 MW CT  Pump 3  2.2 MW CT Fan 1  2.2 MW CT Fan 2  2.2 MW CT Fan 3  2.2 MW CEP 1  4.4 MW CT Fan 1  4.4 MW CT Fan 2  4.4 MW CT Fan 3 

Voltage Harmonics 

Current Harmonics 

3rd 

5th 

7th 

THD 

3rd 

5th 

7th 

THD 

0  0  0  0  0  0  0  0  0.5  0     0  0  0  0  0  0  0  0  0  0  0  0     0  0  0  0  0  0  0 

22.4  22.5  20.9  19.7  15.3  14.7  15  5.3  14.2  22     23.1  8.3  25.1  19.7  18.8  16.3  15.8  16.8  14  5  5.4  5.2     5.2  4.7  4.6  4.5  20.1  18.1  15.6 

7.7  6.1  7.4  4.6  6.1  6  1.2  1.2  4.1  7     6.3  4.8  11.6  7.5  7  6.1  5.3  7.2  6.1  1.4  0  0     3.1  0  3.1  0  5.7  5.5  7 

8.6  6.5  6.2  5.3  3.8  5  5.3  5.6  20  5.9     5.6  2.6  7.6  6.4  6.1  4.5  4.3  4.3  4.1  5.7  1.3  1.5     1.5  1.4  1.4  1.4  5.3  4.8  4 

21.8  4.8  18.1  5.2  0.3  0  0  1.1  4.1  22     0.3  0.5  0.7  0.4  6.7  0.3  0.3  0.4  0.3  2.2  0  0.3     0.4  0  0.4  0  0.8  1.5  0.8 

72.9  22.5  69  21.1  1.6  2.2  0.9  9.5  9.7  30     1.5  0.7  3.7  0.8  16.7  1.9  1.8  1.6  1  12.4  0.4  0.5     0.8  0.8  0.6  0.5  3.5  3.2  2.9 

27.7  11.4  22.5  6.5  0.8  0.5  0.3  2.1  3.1  15.5     0.3  1.2  1.4  0.4  6.1  0.6  0.4  0.6  0.5  2.2  0.3  0.4     0.4  8.4  0.4  0.3  1.3  0.6  1.5 

52.6  47.7  9.6  9.7  8.3  9.9  9.5  10.8  13.2  45     3.8  3.7  10.4  12.6  43  8.2  7.2  8.5  7.5  16  1.2  2.6     3.9  3.6  3.8  2.9  14.8  13.4  10.8 

OBSERVATION  1. The average total voltage harmonic distortion is 5.34%.   2. The average total current harmonic distortion is 13.59%. 

Page 39    

7.7 POWER SUPPLY QUALITY  The  BIS  standard  specifies  that  a  motor  should  be  capable  of  delivering  its  rated  output  with  a  voltage  variation  of  6%.  The  continuous  voltage  variation  causes  motors  to  heat  up  and  thus  triggering  the  deterioration  of  insulation  system.  The  Power  Factor,  Slip  and  torque  of  the  motor  is  also  affected  by  the  voltage  variation.  Table: Power supply quality and Voltage Variation

OBSERVATION  1. The variation between the terminal voltage and specified voltage is under  5% which is a healthy sign. 

 

Page 40    

REF - JCTE/09-10/29791

Dated : 26-06-2010

M/s Modinagar Paper Mills ltd. Modinagar U.P Sub : Quotation for FRP Fan Assembely for Cooling Tower. Kind Atten : Mr.Anubhav Gupta Dear Sir, We are receipt of your enquiry No –nil Dated :26-06-10 regarding requirement of FRP Fan Assembly for cooling tower . Now we are quoting our best.

SI. NO. 01.

DESCRIPTION OF ITEM FRP HOLLOW FAN BLADES COMPLETE WITH HUB . (Statically Balanced)

QTY

1Set of 8blades

UNIT RATE

AMOUNT

85,000/-

85,000.00

No. Of Blades -8 MOC of Blades – FRP Hollow type TERMS & CONDITIONS : Delivery : With in 2-3 Weeks after receipt of your P.O. Payment : 40% Payment along with P.O. and balance payment on submission of P.I Prior to dispatch. Sales Tax : 2% against form "c" Valadity : 30 Days. Packing & Forwarding Charges : Nil Freight Charges : Extra At Actual. Insurrance : By Customer. Guarantee : 1 year from the date of supply.

Thanking You Your"s Faithfully

For JITENDRA COOLING TOWER (ENGS)

Authorised Signatuory (J.D.Sharma) cell-9313784391

APPENDIX 1    What is Harmonics:  At the time of the designing any A.C. machine, it is assumed that voltage and current wave from  at the output terminals of A. C. machines is assumed to be sinusoidal and consists of only one  frequency  which  is  called  fundamental  frequency  or  1st  harmonics  and  such  sinusoidal  wave  from dose not contain harmonics of other frequency.    Due to non linear system load such as thyristorised control, variable frequency drive and D. C.  motor, a harmonics are generated at the output side of the A.C. machines and hence original  sinusoidal  wave  form  are  disturbed  and  wave  form  becomes  complex  and  non  sinusoidal  in  nature generating 2nd, 3rd, 4th and so on frequencies of the fundamental frequency.  The above phenomenon is shown in the below given diagram.    These  2nd,  3rd,  4th  frequencies  are  called  harmonics  of  the  fundamental  frequency.  In  short  waveform with frequencies other than fundamental frequency is called harmonics.  2nd,  4th  etc frequencies are  called  even  harmonics  and  3rd,  5th,  7th,  etc  frequencies are  called  harmonics. 

  Harmonics in transformer:The non‐sinusoidal nature of the magnetizing current necessary to produce a sine wave of flux  produces harmonics in current and voltage wave –forms of the three phase transformers.    The effects of current harmonics:‐  1. Increased heating of winding.   2. Inductive interference with communication circuits.   3. Increased iron losses.  The effects of voltage harmonics:a) Increased heating of winding.  b). Capacitive interference with communication circuits.   c). Production of large resonant voltages. 

  Major Causes of Harmonics                Devices  that  draw  non‐sinusoidal  currents  when  a  sinusoidal  voltage  is  applied  create harmonics. Some of these devices are listed below:        Electronic Switching Power Converters              1. Computers, UPS, Solid‐state rectifiers.            2. Electronic process control equipments            3. Electronic Lightning Ballasts.                ‐ 1 ‐   

4. Reduced voltage motor controllers.                Arcing Devices                        1. Discharge lighting.                    2. Arc furnaces, welding equipments.          Ferromagnetic devices.                    1. Transformers operating near saturation level.          2. Magnetic ballasts.                    3. Induction heating equipment chokes.    Appliances  1. TV sets air conditioners, washing machines, and microwave  ovens.  2. Fax machines, photocopiers, and printers.  Higher  RMS  current  and  voltage  in  the  system  are  caused  by  harmonic  currents, which can result in any of the problems listed below:  1. Blinking of Incandescent Lights‐ Transformer Saturation.  2. Capacitor Failure‐ Harmonic Resonance.  3. Circuit Breakers Tripping‐ Inductive Heating and Overload.  4. Electronic Equipment Shutting down‐ Voltage Distortion.  5. Flickering of Fluorescent lights‐ Transformer Saturation.  6. Fuses Blowing for no apparent reason‐ Inductive heating and Overload.  7. Motor Failures (overheating) – Voltage Drop.  8. Conductor Failure‐ Inductive heating.  9. Neutral conductor and terminal failures – Additive Triplen   currents.  10. Electromagnetic Load Failures – Inductive heating.  11. Overheating of Metal Enclosures‐ Inductive heating.  12. Power Interference on voice communication‐ harmonic noise.  13. Transformer failures‐ Inductive Heating.   

Overcoming Harmonics  Tuned  Harmonics  filters  consisting  of  a  capacitor  bank  and  reactor  in  series  are  designed  and  adopted  for  suppressing  harmonics  by  providing  low  impedance  path for harmonic component. The harmonic filters connected suitably near the  equipment  generating  harmonics  help  to  reduce  THD  to  acceptable  limits.  For  overcoming  and  troubleshooting  of  some  problems  in  the  electrical  power  system          ‐ 2 ‐   

HARMONICS WAVE FORM 

   

 

‐ 3 ‐   

APPENDIX 2  Power factor improvement with the use of static capacitors:‐    In case of alternating current power supply system current is always lag behind the voltage. This  is due  to the fact that the A.C.  machines works on  the principle of electromagnetic  induction  and  these  A.C.  machines  consume  reactive  power  for  their  own  needs  for  formation  of  magnetic flux and this phenomenon will cause current vector to lag behind the voltage vector  and  this  will  generates  the  P.F.  in  the  system.  The  above  fact  is  shown  in  below  sine  wave  diagram.     

       

What is Power Factor:‐    The P. F. = CosØ is the ratio of  KW  = Active Power                                                     KVA     Apparent Power    Methods of improving power factor:1. With the use of static capacitors.  2. With the help of synchronous condenser.  3. With use of phase advancers.  ‐ 4 ‐   

  Here we can discuss the use of static capacitor and there advantages for improving    How Power factor improves with the use of static capacitors:‐  The static capacitor generates reactive current of opposite nature at leading power factor when  connected to the supply mains parallel to inductive load and compensates reactive current of  the inductive load, which is running at lagging power factor.    ∴  When  static  capacitor  is  connected  parallel  to  the  inductive  load,  the  inductive  load  starts  receiving  reactive  power  of  opposite  nature  at  leading  power  factor  from  the  capacitors  and  thus this reactive power neutralizes the inductive power requirement of the load and thereby  improves the P. F. of the load.  The  above  Explanations  are  made  simple  with  the  below  mentioned  Vector  Diagram.

     

 

The P. F. = CosØ is the ratio of   KW  = Active Power      KVA     Apparent Power 

 

Vector diagram and physical diagram of inductive load with use of capacitor   

‐ 5 ‐   

  Effect of Different Power Factor on 100 KW Industrial Motor Working Load:­ 

 

Assume 3 phase, 100 KW rating inductive motor., V = 415, P.F. = Cos ↓  = Cos 0°  = 1,                ∴↓ = 0°,  F = 50 HZ, Efficiency = 90 %                                                            Sin ↓ = Sin 0° = 0                                                                 η Of Motor = Output                       Input = 1.73 x V x I x Cos ↓   = output x 100                             Input                                                                                            η                                                                    I =  100 x1000                                                                           1,73 x 415 x1 x 0.90                                                                     I (line) = 155 Amp.  Active Current = I active = I(line) x Cos ↓ = 155 x 1 = 155 Amp.  Reactive Current = I reactive =  I(line) x Sin ↓ = 155 x 0 = 0 Amp.                                                                    The KVA = KW   = 100 =100 KVA                                    Cos ↓     1                                                                                                                              KW = KVA x Cos ↓ = 100x1 = 100 

‐ 6 ‐   

         KVAr = KVA x Sin ↓ = 100x0 = 0 

 

    Vector Diagram 

                                                                                                                            Active Power – (KW)  = 100 

                                                                                                                                                   Reactive power‐(KVAr) = 0      Apparent or resultant power – (KVA)  = 100    (B) 100 KW load working at Cos ↓  = P. F. =0.90,  ∴↓ = 25°       The KVA  = KW  =   100   = 111 KVA                         Cos ↓    0.90   Line Current = I (line) at P.F of 0.90 = 155 Amp./ 0.90 = 172 Amp   Active Current = I active = I(line) x Cos ↓ = 172 x 0.90 = 155 Amp               Reactive Current = I reactive = I(line) x Sin ↓ = 155 x 0.422 = 64.4 Amp.                                           KW = KVA x Cos ↓ = 111x0.90 = 100                KVA = 111                                                                                                                             KVAr = KVA x Sin ↓ = 111x0.422 = 47                                                            ­: Vector Diagram :­                                                                                            Active power – (KW) = 100 KW                ↓ = 25°   Voltage vector ‐ V 

                                                                                                        Current vector – A      . Reactive power–(KVAr) = 47 

                   Apparent or resultant power – (KVA) = 111     

  (C) 100 KW load working at Cos ↓ = P. F. = 0.80,  ∴↓ = 36.8°          Line Current = I (line) at P.F of 0.90  = 155 Amp./ 0.80 = 194 Amp              Active Current = I active = I(line) x Cos ↓ = 194 x 0.80 = 155 Amp  ‐ 7 ‐   

      Reactive Current = I reactive =  I(line) x Sin ↓ = 194 x 0.599 = 116 Amp                                                                                                             The KVA  = KW   =  100  = 125 KVA    Cos ↓     0.80           KW = KVA x Cos ↓ = 125x0.80 = 100            KVA = 125                                                                                                                         KVAr = KVA x Sin ↓ = 125x0.599 = 75     

                                              ­: Vector Diagram :­                      

                      Active power – (KW) = 100 KW                               ↓ = 36.8°                                                                          Voltage Vector ‐ V                                                                                                                        Reactive power–(KVAr) = 75                           Current vector ‐ A                    Apparent resultant power – (KVA)  = 125       

From the above vector diagrams and below mentioned calculation it can be  seen that at  (A) 100 KW load and P. F.  = 1 ∴KVA  = 100 KVA  ∴ Demand charges = 100 x Rs.200  = Rs.20000/‐   (Assuming Demand Charges = Rs. 200 /KVA)    (B) 100 KW load and P. F. = 0.90 ∴KVA  = 111 KVA  ∴ demand charges = 111 x Rs. 200 = Rs.22200/‐                  ‐ 8 ‐   

APPENDIX 2A    Methods of testing & checking of capacitors:‐    •

With the help of AVO meter ‐ A good capacitor will show dead short between  any two terminals first & then charge up to battery voltage. 

•

Megger test‐ A good capacitor will show infinity resistance between any  terminals & earth. 

•

With the help of Ampere meter ‐ A good capacitor will draw rated current at  rated voltage.  

   We suggest checking the APFC capacitor current ratings, every week and replacing any  faulty capacitors as soon as possible.    Importance of good Power Factor and various benefits thereof: ‐   1. The KW capacity of the prime movers is better utilized.  2. The KVA capacity of the transformers and cables are increased.  3. The efficiency of every plant is increased.  4. The overall production cost per unit decreased.  5. Heat losses in any electrical machine = k x 1/P.F. and hence high P. F. will generate less  heat.                                                                                                              

6. Reduction of plant electrical losses due to improvement of P. F. = 1 7. KVA reduction =

   

 

 

 

 

   

 

 

  Disadvantages of poor power factor: ‐  1. Losses in any electrical equipment are proportional to i² which means proportional to  1/P.F.² thus losses at P.F.  = Unity = 1 and losses at P.F.  = 0.8 are 1/ [0.8] ² = 1.57 times  higher than those at unity P. F. 

‐ 9 ‐   

2. Rating of motors and transformers etc. are proportional to current hence to 1/P. F.  therefore large motors and transformers are required.  3. Poor P. F. causes a large voltage drop, hence extra regulation equipment is required to  keep voltage drop within prescribed limits. 

  Indirect benefits of improved P. F.:- (Example for understanding) 1. Losses reduction of the plant due to improvement in P. F. from P. F. 1 (0.92) to P. F. 2  (0.98)  Now we are raising the existing P. F. of 0.92 to new P. F. of 0.98.    Therefore, monthly energy loss reduction in the plant, due to improvement of PF  

= 1

 

= 1

 

    . .

   

= 1 – 0.8812  = 0.1188  = 11.88 %  When current I amperes flow through any electrical machines having resistances R ohms for t  seconds the electrical energy expended is I² x R x t joules.  ∴Heat produced  = I² x R x t / 4187 kilocalories.  ∴Heat produced at PF 1 (0.92) = k [1/ (PF 1)2] & Heat produced at PF 2 (0.98) = k [1/(PF 2)2]  ∴Reduction in heat generation due to improvement of P. F.  

                                                                           =     

 

 

 

 

                                                                            = k x [ 1.1814 – 1.0412 ]                                                                              = k x 0.1402 Calories       

  ‐ 10 ‐ 

 

APPENDIX 3    Motor Efficiency Test (No Load Method)  We have taken measurement 10 HP motor for calculation of efficiency.    Motor Specifications Rated power = 7.5 kW/10 HP Voltage = 415 Volt Current = 17 Amps Speed = 935 RPM Connection = Delta No load test Data Voltage, V = 424 Volts Current, I = 5.9 Amps Frequency, F = 50 Hz Stator phase resistance at 20 °C = 2.5 Ohms No load power, Pnl = 156 Watts   ( a) Let Iron Plus Friction and windage Loss , Pi + fw  No load Power Pnl – 156 Watt  o

Stator copper Loss, Pst @ 20 C (Pst.Cu)  = 3 x (5.9/1.73) 2 x 2.5   = 87.23 Watt  Now Pi + fw = Pnl – Pst.cu = 156 – 87.23 = 68.77 Watt  (b)  Stator Resistance at 120  C    2.5        

3.48 

  

   

  0

(c)  Stator Copper Losses at Full Load Pst.cu 120   C                     = 3 x  (17/1.73) 2 x 3.48                    = 1008.32 Watt  ‐ 11 ‐   

   

(d) Full Load Slip =     

 

= 0.065 

Thus, Input to Rotor =   

 

 

 

. .

   

 

    = 8021.40    (e)   Total Full Load Input Power           = 8021.40 + 1008.32 + 68.77 + 37.5 ( stray Losses 5 % of rated Output)         = 9135.99 Watt Say 9136 watt    (E) Motor efficiency at Full Load = 

   

 

                                                                 =   82.09 % say 82 %    Above test clearly shows that Old and many times rewind Motors have very low  efficiency  as  compared  to  new  Energy  efficient  Motor.  New  Energy  Efficient  Motors have efficiency up to 95%.    So you are advised to avoid the use of old rewound motors or motor with stated  efficiency of less than 90% on test certificate in future.    Above  motors  have  total  measured  running  load  as  463.75  KW  and  average  efficiency of 83.6%.   Replacement  of  motors  can  bring  the  efficiency  of  95%  on  running  load  thus  improving efficiency by 11.4% and subsequently reducing the load by 52.86 KW.  This will result in savings of 52.86 x 20 hrs per day x 30 days = 31716 KWH each  month = 31716 x 4.19 = INR 1,32,890 each month  ‐ 12 ‐   

Tentattive investtment of 4 410.88 KW W = 410.88 8 x 2700 per KW = IN NR 11,09,382  Salvagge Value off old moto ors = 400 xx 463 KW = INR, 1,8 85,200  Thus n net investm ment = 11 109382 – 1 185200 = IINR 9,24,1 182    Hence simple paayback = 9 924182/13 32890 = 6.95 say 7 Months. We recommend d use of Baldor mottors which h are NEM MA Premiu um efficiency rangee  motors and maintain veryy high efficiency eveen at 25% loading.  

wer Stag ges In An n Inducttion Motor:­  ­: Pow

 

 

 

  ‐ 13 ‐‐   

 Variation of Motor Efficiency /P. F / Stator Current / Torque & Speed 

with receipt to Load Demand  

 

Power Loss Due to Under Load Operation of Induction Motor   (% of Power Loss in Motor):­    Whenever  induction  motors  runs  in  under  load  conditions,  heavy  power  losses  are  observed  and  hence  under  loading  and  no  load  running  of  the  inductions motor are to be avoided.    For our customers knowledge a following chart of power losses is attached.       Power Loss Due to Under Load Operation of Induction Motor   (% of Power Loss in Motor) :­   

Motor Capacity in  H.P.  5  7.5  10  15  20  25  30  40  50  60  75  100 

No Load 

25 % Load 

50 % Load 

Full Load 

50  45  44  43  42  41.5  41  40  40  39  38.5  38 

40  30 26  23  20  19  18  17  16  15.5  13  13 

25  20 18  17  15  15  14  15.5  12.5  12.5  12  12 

18  17 17  14  14  13  13  10.5  10  10  9  9 

      Motor  (HP)  5  7.5  10  15  20  25  30  40 

Rating  Capacitor rating (kVAr) for Motor Speed 3000   1500   1000  750  2  2  2  3  2  2  3  3  3  3  4  5  3  4  5  7  5  6  7  8  6  7  8  9  7  8  9  10  9  10  12  15 

600  3  4  5  7  9  9  10  16 

500  3  4  6  7  10  12  15  20  ‐ 14 ‐ 

 

50  60  75  100  125  150  200  250   

10  12  15  20  25  30  40  45 

12  14  16  22  26  32  45  50

15  15  20  25  30  35  45  50

18  20  22  26  32  40  50  60

20  22  25  32  35  45  55  65

22  25  30  35  40  50  60  70 

Table – Rating of Capacitor required for different rating and  speed. 

   

 

‐ 15 ‐   

 

   

 

‐ 16 ‐   

APPENDIX 4  Performance Evaluation of Motors    Electrical motors accounts for a major part of the total electrical consumption. So  a  careful  attention  should  be  given  to  the  performance  of  this  utility.  Measurements of the different electrical parameters of the major motors of the  plant are given in Table   The  efficiency  of  the  induction  motor  and  loading  condition  of  the  motors  are  directly proportional to each other. Higher the loading and higher is the efficiency  of the motors. The best efficiency of the motors is achieved at a load very much  near to the rated load.  Moreover at lower loads the power factor is on the lower side increasing the load  current and thereby increasing the copper losses, resulting in lower efficiency, the  rating of the motors should be decided after carefully understanding the process  requirement in the absence of which the motor might come out to be oversized.  Also one should run a motor, which has been rewound more than once as every  time a motor is rewinded it losses 2 – 5% of its actual efficiency.    Motor performance is affected considerably by the quality of input power that is  the actual volts and frequency available at motor terminals, vis‐à‐vis rated values  as  well  as  voltage  and  frequency  variations  and  voltage  unbalance  across  the  three phases.     Mostly  all  the  motors  are  old  or  rewound  at  least  once.  A  good  saving  can  be  achieved if higher efficient ones replace them. Though it’s a scheme with higher  initial  investment  but  can  be  implemented  phase  wise.  Induction  motors  are  characterized by power factors less than unity, leading to lower overall efficiency  (and  higher  overall  operating  cost)  associated  with  a  plant’s  electrical  system.  Capacitors  connected  in  parallel  (shunted)  with  the  motor  are  typically  used  to  improve  the  power  factor.  The  impacts  of  PF  correction  include  reduced  KVA  demand (and hence reduced utility demand charges), reduced I2R losses in cables 

‐ 17 ‐   

(leading to improved voltage regulation), and an increase in the overall efficiency  of the plant electrical system.    It  should  be  noted  that  PF  capacitor  improves  power  factor  from  the  point  of  installation back to the generating side. It means that, if a PF capacitor is installed  at  the  starter  terminals  of  the  motor,  it  won’t  improve  the  operating  PF  of  the  motor,  but  the  PF  from  starter  terminals  to  the  power  generating  side  will  improve, i.e., the benefits of PF would be only on upstream side.    The  size  of  capacitor  required  for  a  particular  motor  depends  upon  the  no‐load  reactive KVA (KVAR) drawn by the motor, which can be determined only from no‐ load  testing  of  the  motor.  Higher  capacitors  could  result  in  over‐voltages  and  motor  burnouts.  Alternatively,  typical  power  factors  of  standard  motors  can  provide  the  basis  for  conservative  estimates  of  capacitor  ratings  to  use  for  different size motors.      

‐ 18 ‐   

APPENDIX 4A  We  are  suggesting  some  Measures  to  Improve  Efficiency  of  Motors  and  Distribution system     1: Electrical Distribution Correction   Measures available to improve power quality and reduce electrical losses are    1. Maintain voltage level close to nameplate level as far as possible, with a  maximum deviation of 5% (at 5% under voltage, copper loss is increased to  10%).    2. Minimize phase imbalance within a tolerance of 1%. As deviation of one  phase voltage from average phase voltage increases, it will result in  increased winding temperature.    3. Maintain high power factor to reduce distribution losses.    4. Avoid excessive harmonic content in the power supply system, as increased  harmonic content in power supply system will increase motor temperature.    5. Use oversize distribution cable in the new installation to reduce copper  losses. This will also help in reducing voltage drop during starting and  running and minimizing the motor losses.     2: Motor Efficiency Improvement   The measures available to improve motor efficiency are:   1.  If  motor  is  running  at  partial  load  then  convert  motor  from  delta  to  star  connection. This will improve motor efficiency.   2.  Replace  rewound  induction  motor  (with  reduced  efficiency)  with  new  energy efficient motor.   3. If process demands oversized motor then possibility of use of VFD may be  explored to save energy. This is also applicable in case of varying load duty  cycle motor application.   4. Control the motor drive temperature. This will reduce copper losses   and    increase      motor life.       ‐ 19 ‐   

3: Better System Matching   Measures available are:   1. Use an on/off control system using timer, PLCs, etc to provide motor power  only when required.   2. Size the motor to avoid insufficient low load operation. Motor should run at  65% to 95% of its nameplate rating to get maximum efficiency.     4: Driven Load and Process Optimization   Measures available to optimize the process and its operation are:   1. Change or reconfigure the process or application so that less input power is  required.   2. Downsize the over sized pumps, fans, compressors or other driven loads if  possible.   3. Install more efficient mechanical subsystems. Check that coupling, gearbox  fan or pump must be energy efficient.     Miscellaneous Measures to Improve Motor Efficiency 

Maintenance  Energy  savings  of  10  to  15  percent  of  motor  energy  consumption  can  typically  be  realized,  depending  on  change  from  existing  maintenance  practices.   These are:   1. Proper lubrication: it will minimize wear on moving parts. Lubrication is best  done  on  a  regular  schedule  to  ensure  wear  is  avoided.  Once  it  occurs,  no  lubricant can undo it. It is crucial that the correct lubricant is applied in the  right quantities.   2. Correct shaft alignment: It ensures smooth, efficient transmission of power  from the motor to the load. Incorrect alignment puts strain on bearings and  shafts, shortening their lives and reducing system efficiency. Shafts should  be  parallel  and  directly  in  line  with  each  other.  It  is  necessary  to  use  precision instruments to achieve this. Shaft alignment is an important part  of installation and should be checked at regular intervals.   3. Proper alignment: Belts and pulleys must be properly aligned and tensioned  when  they  are  installed,  and  regularly  inspected  to  ensure  alignment  and  ‐ 20 ‐   

 

tension  stay  within  tolerances.  Abnormal  wear  patterns  on  belts  indicate  specific problems that may require correction. Loose bests may squeal and  will  slip  on  the  pulleys,  generating  heat.  Correctly  tensioned  pulleys  run  cool. Excess tension strains bearings and shafts, shortening their lives.   4. Painting  of  motor:  Avoid  painting  motor  housing  because  paint  acts  as  insulation,  increasing  operating  temperatures  and  shortening  the  lives  of  motors.  One  coat  of  paint  has  little  effect,  but  paint  buildup  accumulated  over years may have a significant effect.   

‐ 21 ‐   

APPENDIX 5     Maintenance Schedule of MOTOR for Energy Conservation     i). Daily: ‐  Clean the motor and starter.  ii). Weekly: ‐  Clean slip rings with soft brush dipped in white spirit.  iii). Monthly: ‐  Check earth connections of motor and starter.  Blow through motor and starter with dry compressed air at 2 Kg/Cm2 .  Check tightness of cable connections.  Check motor for overheating and abnormal noise / sound, sparking and for proper  bedding of brushes.  Tighten belts and pulleys to eliminate excessive losses.    iv). Quarterly: ‐    Check motor terminal voltage for balanced supply. If more than +1% of average, then  check from transformer onward.  Carry out SPM checks viz. vibrations and sound of bearing. Record reading and   compare With earlier / other motor readings.  Slip Ring: ‐ Inspect the brushes and make sure that they move freely in the   brush holder clips.  Clean brushes, holder chip and wipe with cloth dipped and in gasoline. Replace    the brush if they are worn out less than 5 mm in length from brush holder.  Clean the starter and motor contacts with white spirit.    v). Six Monthly Maintenance: ‐  Check over load mechanism of starter.  Check alignment of motor with driven equipment.  Check no load current and compare with earlier / original.  Check / change lubrication as per lubrication schedule given on next pages.  Check the securing foundation nuts for tightness.  Inspect the paint coating and do‐touching wherever required.  Check IR(Insulation) Resistance  of motor and starter with 500 V megger. It should be  more than 2 MΩ 

‐ 22 ‐